Objetivo General - Instituto Politécnico Nacional

ANALISIS DE LA CONFIABILIDAD DE UNA LINEA DE TRANSMISION COMPACTA

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Objetivo General

El desarrollo de este proyecto tiene como objetivo proporcionar la información

necesaria para poder evaluar la confiabilidad de una línea de transmisión compacta, a

través de métodos analíticos y normativos que finalmente permiten determinar

parámetros para el diseño de líneas de transmisión compactas teniendo la seguridad

de que estos diseños tendrán un rendimiento óptimo en materia de confiabilidad.

Objetivo Especí fico

Determinar el índice total de salida de una línea de transmisión compacta

debido a 2 tipos de falla, “Falla de blindaje” y “Falla por flameo inverso”, utilizando el programa “FLASH IEEE versión 1.81”


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Justificación.

Como consecuencia del rápido crecimiento de la demanda de energía eléctrica en la actualidad se tiene la necesidad de mejorar el Sistema Eléctrico Nacional dentro del cual parte muy importante es el sistema de transmisión de energía eléctrica, con lo cual se exigen nuevos y mejores métodos de análisis para el estudio de la confiabilidad de las líneas de transmisión de energía eléctrica en zonas urbanas (Líneas de Transmisión Compactas), es decir, mantener una operación ininterrumpida de las mismas.

Planteamiento del problema

El aumento de la capacidad de transmisión de las líneas aéreas de corriente alterna tradicionalmente ha estado en caminada en dos vertientes: la elevación del nivel del voltaje y el perfeccionamiento de las características constructivas de la línea, es por ello que las compañías generadoras de energía eléctrica hoy en día implementan o ejecutan programas diseñados para determinar la confiabilidad en el diseño de las líneas de transmisión, y observar las dificultades que estas puedan presentar durante su aplicación.

Formulación del problema

Análisis de los aspectos que influyen en la determinación de confiabilidad de las líneas de transmisión compactas.

Limitaciones

El análisis esta únicamente enfocado a una línea de transmisión especifica (detallar en el capítulo V).

La herramienta FLASH está diseñada exclusivamente para realizar el análisis con un nivel de corriente de rayo máxima de 10 kA.

La herramienta FLASH es incapaz de realizar un análisis probabilístico.


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INTRODUCCIO N.

ANTECEDENTES DE LAS DESCARGAS ATMOSFERICAS.

El fenómeno transitorio que más afecta a los sistemas eléctricos es el RAYO, su

conocimiento se ha dado a través de los siglos por las distintas civilizaciones con

representaciones más o menos evidentes. Para los Griegos el rayo era una

manifestación de la cólera de Zeus y lo mismo ocurría con los Romanos con su dios

Júpiter, de otras creencias representativas, la más frecuente fue la del dios Cerauno

(dios del rayo) portando un tridente y apuntando hacia las nubes para liberar al rayo y

a la nube. Para los indios y algunos sudamericanos, las versiones del rayo eran más

poéticas, por ejemplo, para la tribu africana de los Basutos, se pensaba que el rayo era

un ave mágica. Más tarde, durante la Edad Media, la iglesia y su ideología dan una

interpretación de este fenómeno natural. Ser víctima del rayo está considerado como

un castigo y de hecho hay santos que protegen contra éste, los más celebres son Santa

Bárbara y San Juan Bautista.

LAS PRIMERAS INVESTIGACIONES.

La historia del rayo es también aquella de la electricidad y se remonta al siglo

XVIII. En 1745 se tiene la invención de la botella de Leyden hace progresar los estudios

teóricos de la electricidad, este antecedente del condensador permite producir chispas

o descargas mucho más violentas que las máquinas electrostáticas usadas en esa época.

En 1748 el Abad Nollet en Francia, elaboró una lista de similitudes entre el rayo

y la descarga eléctrica, de los estudios realizados en esa época, está uno muy completo

publicado el 7 de noviembre de 1749 por un científico americano, cuyo nombre ha

trascendido: Benjamín Franklin y en el que se reportan las experiencias de sus

trabajos.

Los trabajos sobre el rayo fueron menos importantes durante el siglo siguiente

y, de hecho, se dio mayor atención a principios del Siglo XX. Con la aparición de la

fotografía para los científicos y el interés en el estudio de las nubes, hubieron más

trabajos, y especialmente después de la Segunda Guerra Mundial con la utilización a

gran escala de la electricidad y la electrónica. A partir de los años sesentas, se crearon

las estaciones de registro del fenómeno del rayo que han permitido por medio de

mediciones comprender mejor la física de las descargas. Como cada aplicación técnica,

la realización de las instalaciones de protección contra las descargas atmosféricas

requieren de un conocimiento mínimo del fenómeno del cual se pretende proteger,

pero tratándose de un fenómeno de amplio conocimiento, sólo se limitará en este

capítulo al tratamiento de algunos conceptos fundamentales de carácter teórico.


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CAPITULO 1.- GENERALIDADES

1.1 LAS DESCARGAS ATMOSFERICAS COMO FENOMENO NATURAL.

Las descargas atmosféricas son un fenómeno natural que de tal manera la

formación de las mismas se trata de explicar por medio de distintas teorías, dos de las

más aceptables desde el punto de vista eléctrico son las llamadas:

Teoría de Elster y Geitel.

Teoría de Simpson.

1.2 TEORÍA DE ELSTER Y GEILTEL.

Esta teoría también se conoce con el nombre de teoría de la influencia eléctrica. En la nube se encuentran gotas de diferentes tamaños. Las más grandes se precipitan y las más pequeñas son llevadas por el viento hacia arriba. Las gotas se polarizan por la acción del campo eléctrico existente, que lleva dirección terrestre. Esto conduce a la formación de cargas positivas en la parte inferior de la gota y cargas negativas en la parte superior de la misma. El roce de una gota grande con una pequeña, al caer, trae como consecuencia un intercambio de cargas.

En la gota pequeña predomina entonces la carga positiva y en la grande la negativa. Ambas gotas se desplazan en sentido opuesto. En la nube, por consiguiente, se acumulan poco a poco cargas positivas en la parte superior y cargas negativas en su parte inferior. El campo eléctrico que así se forma favorece la separación de cargas por influencia.

Figura1.1 Gota de lluvia según Elster y Geitel.


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En la figura 1.1 se ilustra el pensamiento básico de Elster y Geitel. La formación de la nube se parece a lo establecido en la teoría anterior, no así la distribución y la separación de cargas, ya que el roce entre las gotas desempeña un papel determinante. Informaciones recientes le restan importancia a esta teoría, ya que el roce entre gotas parece ser importante sólo en la formación de la lluvia y no en la distribución espacial de las cargas eléctricas.

1.3 TEORÍA DE SIMPSON

Esta teoría es de amplia aceptación práctica, pues se fundamenta en experimentos llevados a cabo en laboratorios. Cuando se desintegran gotas de lluvia por la acción de una fuerte corriente de aire, las partículas así formadas denotan una carga positiva, y el aire, a su vez, acusa la presencia de una gran cantidad de cargas negativas de muy poca masa, y por consiguiente, gran movilidad. En la naturaleza sucede esto cuando la corriente de aire alcanza la velocidad suficiente para desintegrar las gotas de lluvia. La corriente de aire transporta los iones negativos hacia la parte superior de la nube, donde se combinan con las partículas de agua. Las gotas positivas que han sufrido un fraccionamiento también son llevadas hacia arriba por la acción del-viento, y cuando este cesa a determinadas alturas, se unen entre ellas para formar así gotas grandes y caer de nuevo. Al llegar a la zona de vientos fuertes se desintegran otra vez, aumentando así la carga positiva.

La figura 1.2 muestra la distribución de cargas en la nube según Simpson, la cual ha podido ser constatada en la práctica con la ayuda de globos sonda. Es interesante apreciar que mientras la parte inferior de la nube denota una temperatura promedio de 4° C, la parte superior alcanza valores de hasta -32°C. Estos gradientes térmicos desempeñan como se verá posteriormente, un papel muy importante al formarse la descarga, ya que favorecen a esta con orientación terrestre.

La teoría de Simpson tiene gran ventaja a su favor, ya que puede ser simulada en

los laboratorios: gotas de aproximadamente 5mm de diámetro se desintegran cuando

el viento alcanza velocidades superiores a los 8m/s, obteniéndose una distribución de

cargas parecida a la establecida por Simpson.

La distribución de la carga eléctrica y el movimiento del aire dan lugar a una

nube de temporal que puede dar origen a los rayos, como se muestra en la figura:

Figura 1.2 Distribución de cargas en las nubes según Simpson.


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1.4 LAS NUBES.

Son agrupaciones de gotas de vapor de agua suspendidas en el aire, que cuando

llegan a un punto extremo en su proceso de condensación, no pueden sostenerse y caen

en forma de lluvia, nieve o granizo. Se encuentran en un sector de la atmosfera conocido

como troposfera y pueden ser de diversas formas, colores y tamaños.

1.5 TIPOS FUNDAMENTALES DE NUBES.

1.5.1 NUBES ESTRATIFORMES.

Son planas y de poco espesor, debido a corrientes de elevación de aire muy

débiles. Se forman en las capas bajas de la troposfera, también son conocidas como

estratos.

1.5.2 NUBES CIRRIFORMES.

Creadas por cristales de vapor de agua; tienen forma filamentosa muy tenue. Se

forman en las capas más altas de la troposfera, también se denominan cirros.

1.5.3 NUBES CUMULIFORMES.

Son planas en su parte inferior y presentan cúpulas en la parte superior, debido

a fuertes elevaciones de aire. Se forman en la zona intermedia de la troposfera y se

conocen también como cúmulus. Los cumulonimbos, llamados comúnmente nimbos. El

área de una nube puede ser de 5 a 30 Km2 y la altura va de 500 a 1000 m y hasta 3000

a 4000 m.

Figura 1.3 Diagrama general simplificado de la disposición de las cargas eléctricas en

una nube.


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1.6 TIPOS DE DESCARGAS ATMOSFÉRICAS.

1.6.1 DESCARGA INTRA-NUBE.

Este tipo de descarga es muy común, de hecho la más frecuente. Ocurre entre

centros de carga opuestos dentro de la misma nube de tormenta y al observarlo desde

el exterior se pueden ver destellos muy difusos.

1.6.2 DESCARGA NUBE-NUBE.

Este tipo de descargas pueden producirse entre las zonas de nube que no estén

en contacto con el suelo. Cuando ocurre entre dos nubes separadas; es llamada descarga

inter-nube.

1.6.3 DESCARGA NUBE-TIERRA.

Este tipo de descarga es la más conocida y la segunda más común. De todos los

tipos de descargas esta representa la mayor amenaza para la vida, la propiedad y los

sistemas eléctricos, puesto que impacta contra la tierra. La descarga nube a tierra se da

entre una nube cumulonimbus y la tierra. Comienza con un trazo inicial que se mueve

desde la nube hacia abajo.

1.6.4 DESCARGA TIERRA-NUBE.

Este tipo de descargas se dan entre la tierra y una nube cumulonimbus, que es

iniciado por un trazo inicial ascendente; es mucho más rara que la descarga nube-tierra.

Este tipo de descarga se forma cuando iones cargados negativamente, se elevan desde

el suelo y se encuentran con iones cargados positivamente en una nube cumulonimbus.

Entonces la descarga vuelve a tierra como trazo.


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1.7 CARACTERÍSTICAS DEL RAYO.

1.7.1 DEFINICIÓN.

El rayo es un fenómeno natural de tipo impulso, los siguientes valores están de

acuerdo con una ley estadística de tipo log-normalizada y se dice que es el logaritmo de distintas cantidades en una representación Gaussiana. Estos parámetros son útiles para la definición del grado de protección que se desea proporcionar a una instalación, las cantidades se obtienen en los párrafos siguientes concernientes a los efectos del rayo. 1.7.2 TIPOS DE RAYO

Rayo Perla._ El Rayo perla es un tipo de rayo de nube a tierra que parece romper

en una cadena de secciones cortas, brillantes, que duran más que una descarga

habitual. Es relativamente raro. Se han propuesto varias teorías para explicarlo;

una es que el observador ve porciones del final de canal de relámpago, y que

estas partes parecen especialmente brillantes. Otra es que, en el rayo cordón, el

ancho del canal varía; como el canal de relámpago se enfría y se desvanece, las

secciones más amplias se enfrían más lentamente y permanecen aún visibles,

pareciendo una cadena de perlas y raramente se elevan en el cielo esparciendo

una luz a lo largo del rayo.

Rayo Staccato._ Rayo Staccato es un rayo de nube a tierra, con un trazo de corta

duración que aparece como un único flash muy brillante y a menudo tiene

ramificaciones considerables.

Rayo bifurcado._ Rayo bifurcado es un nombre, no uso formal, para rayos de

nube a tierra que exhiben la ramificación de su ruta.

Figura 1.4 Rayo Bifurcado


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1.7.3 AMPLITUD DEL RAYO

La amplitud de la corriente del rayo es el parámetro a tomar en consideración

en los impactos directos y también para el cálculo de las corrientes inducidas por la

circulación de la corriente del rayo, se pueden considerar los valores publicados por la

Conferencia Internacional de Grandes Redes Eléctricas (CIGRE) en la figura 1.4.

Figura 1.5 Amplitud de la Corriente del Rayo por la CIGRE

La amplitud de la corriente del rayo, también referida como valor pico o de

cresta de la onda de corriente correspondiente al valor máximo alcanzado por la corriente. Usualmente las ondas de la primera corriente corresponden al valor de descarga negativa y presentan dos picos, siendo en la mayoría de las veces el segundo superior al primero.

En la perspectiva de la aplicación en Ingeniería para la protección de sistemas eléctricos contra descargas atmosféricas, por lo general este es el parámetro físico de la corriente de descarga o del rayo, considerado de mayor interés, ya que determina los niveles máximos de solicitación impuesta por la corriente del rayo a las componentes del sistema, como ejemplo se pueden mencionar las sobretensiones a los aisladores de una línea de transmisión alcanzada por un rayo y la máxima elevación de potencial en el suelo.

Estas dos cantidades son prácticamente proporcionales al valor pico de la corriente, por lo que es un parámetro crítico para el dimensionamiento del aislamiento.


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1.7.4 TIPOS DE SOBRETENSION POR RAYO

La siguiente tabla resume los tipos de sobretensiones por norma:

Tabla 1.1 Tensiones Normalizadas

En la tabla 1.1 se muestran los tipos de sobretensiones, que de acuerdo a si forma y a su duración se dividen en varias clases, como son:

La tensión permanente a la frecuencia del sistema: Esta es una tensión aplicada

permanentemente a la frecuencia del sistema en cualquier par de terminales de un aislamiento.

Sobretensión temporal: Esta es una tensión oscilatoria que tiene un tiempo de

duración relativamente largo a la frecuencia del sistema, por lo cual tiene un débil amortiguamiento.


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Sobretensión transitoria*: Esta es de corta duración (milisegundos), por lo que puede ser oscilatoria o no oscilatoria, también puede estar sobrepuesta a una sobretensión temporal. Esta a su vez tiene otras clasificaciones:

*Sobretensión de frente lento (maniobra): Usualmente este tipo de sobretensión

es unidireccional con un rango de duración en el frente que va de los 30 μs a 3000 μs, que es menor a la frecuencia del sistema.

*Sobretensión de frente rápido (rayo): Es también una sobretensión

unidireccional, que tiene un rango de duración en el frente entre 0.1 μs y 30 μs, y con una duración de cola de algunos cientos de microsegundos.

*Sobretensión de frente muy rápida: Es también unidireccional, con una

dirección de frente menor a 0.1 μs y su duración de cola es de algunos miles de microsegundos

Figura 1.6 Onda normalizada de impulso atmosférico

En la figura 1.5 se puede observar el tiempo de elevación (𝑡𝑓) que es de 1.2 μs

y el tiempo de caída (𝑡𝑑) que llega al 50% de su valor es de 50 μs.

Las sobretensiones atmosféricas tienen una duración corta con frentes de onda relativamente rápidos (de algunos microsegundos), el tiempo de decaimiento es del orden de 100 microsegundos a 300 microsegundos.

La rigidez del aislamiento, asociada a las sobretensiones atmosféricas, se conoce como la tensión nominal soportable al impulso atmosférico o tensión critica de descarga, y la onda normalizada de prueba del aislamiento al impulso puede ofrecer una idea de los tiempos involucrados en un fenómeno de esta naturaleza.


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1.7.5 PENDIENTE DE LA CORRIENTE.

La pendiente de la corriente del rayo es un parámetro esencial para la protección

contra el rayo de una instalación. Se observará que el riesgo es estadísticamente más

severo cuando está ligado a los efectos de la radiación del canal del rayo para una

descarga indirecta. Este valor de pendiente se puede tomar del orden de 100 KA/seg.

1.8 DATOS INTERESANTES DE LAS DESCARGAS ATMOSFÉRICAS

Viajan a velocidades superiores a los 60000 metros por segundos y distancias

de más de 100 Km.

La columna de la descarga en su parte más caliente puede alcanzar temperaturas de más de 30000° C (¡5 veces más caliente que en el sol!).

La longitud de la descarga puede alcanzar 190 Km con cerca de 5 cm de

diámetro.

Una descarga negativa puede alcanzar 30x10° Volts y 100 kA la energía suficiente para encender un foco de 100 W por 3 meses.

Una descarga positiva puede disipar energía suficiente para encender un foco de

100W por 95 años.

Una tormenta eléctrica tiene más energía que una bomba atómica

Figura 1.7 Tormenta eléctrica


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CAPITULO 2.- EL EFECTO DE LAS DESCARGAS ATMOSFERICAS SOBRE LOS SISTEMAS ELECTRICOS 2.1 GENERALIDADES

Las descargas atmosféricas están acompañadas de efectos más o menos

catastróficos para el hombre y los sistemas eléctricos o electrónicos. Estos efectos son de naturaleza distinta, según sea el impacto, directo e indirecto. La agresión y el posterior daño que se deriva de la descarga de un rayo resulta en la generación de enormes sobretensiones que según la forma en que se manifieste la agresión de la descarga, producirá menor o mayor daño.

Las descargas directas son las consideradas para la protección de las líneas de

transmisión en alta tensión, las descargas indirectas no inducen voltajes suficientemente altos en las líneas de transmisión, como para producir salidas de operación.

2.2 EFECTOS DEL RAYO

2.2.1 EFECTO DE UNA DESCARGA DIRECT A

El impacto directo de un rayo en la instalación a proteger provoca daños físicos

como incendios y deterioros en la construcción que pueden ser importantes. Los desperfectos que ocasiona en la instalación son enormes y puede llegar a provocar la destrucción de consumidores eléctricos y electrónicos. Estos fenómenos producen las diferencias de potencial y pueden ir desde una hasta centenas de kilo volts.

2.2.2 EFECTO DE UNA DESCARGA INDIRECTA

La descarga indirecta del rayo genera un campo electromagnético cuyos efectos

son perceptibles en un radio superior a 1,5 kilómetros. Como consecuencia de la

descarga en el entorno de la instalación pueden acceder a esta sobretensiones a través

de las líneas y elementos metálicos (tuberías, agua, gas...) que salen y entran a la misma,

por otro lado se inducen sobretensiones en los bucles metálicos existentes en ella. Los

daños producidos por sobretensiones de este origen son relativamente importantes.


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2.2.3 EFECTO DE UNA DESCARGA EN LAS LINEAS DE ACOMETIDA

Las sobretensiones e incluso las corrientes de rayo, que acceden a la instalación

como consecuencia de descargas en las líneas que llegan a las acometidas (de

electricidad o telefónica...) o por elevación del potencial del terreno, provocan graves

daños en los consumidores, y en ocasiones, la destrucción de los mismos.

2.2.4 EFECTO DE LAS DESCARGAS DEL RAYO A TIERRA

Se puede tomar como referencia eléctrica en la mayor parte de las aplicaciones,

que nuestro planeta no tiene una impedancia nula, de manera que en un impacto de rayo las líneas de corriente se diluyen en un suelo homogéneo siguiendo los radios de una semiesfera.

Figura 2.1 Impacto del rayo en el suelo.


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2.3 CONSIDERACIONES PARA EL ESTUDIO DE LAS DESCARGAS

ATMOSFERICAS

Para estudiar el efecto de las descargas atmosféricas sobre los Sistemas

Eléctricos y también sobre otro tipo de instalaciones de alto riesgo, como son las

instalaciones petroleras o la industria militar. Se debe iniciar por una cuantificación del

fenómeno para esto se hacen estudios previos relacionados con:

La densidad de rayos a tierra.

Magnitud de las corrientes del rayo.

2.3.1LA DENSIDAD DE RAYOS A TIERRA.

Para expresar la actividad atmosférica en una determinada región geográfica de

la tierra y con propósito de evaluación para protección contra el rayo de sistemas eléctricos, instalaciones petroleras, militares, aeronáutica, etc. Se determinan dos conceptos que son indicativos de esta actividad:

El nivel ceraunico. 2.3.2NIVEL CERAUNICO

El nivel ceraunico es la forma más antigua de expresar el número de rayos que

inciden sobre un área geográfica y se define como “El numero promedio de días con tormenta anual en un sitio”, originalmente esta información se obtenía con propuestas generales en las distintas estaciones meteorológicas de diferentes países y el procedimiento de medición se hacía por observaciones, es decir se escuchaba y contabilizaba cada descarga atmosférica que se presentaba.

Este procedimiento de medición tiene cierto grado de imprecisión ya que no

siempre se podía estar observando estos fenómenos las 24 horas del día, posteriormente se desarrollaron sistemas de medición basados en el efecto de campo electromagnético generados por descargas atmosféricas por medio de antenas que miden en un radio de 20 Km2 el efecto de la descarga y lo integran en un medidor a base de capacitores de almacenamiento de campo eléctrico cuando rebasa una cierta intensidad y un sistema contador los registra.


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2.3.3 CALCULO DE LA DENSIDAD DE RAYOS A TIERRA

Existen dos ecuaciones diferentes por las cuales se puede realizar el cálculo de

la Densidad de Rayos a Tierra (DRT), las cuales fueron establecidas por las siguientes

instituciones:

Conferencia Internacional de las Grandes Redes Eléctricas (CIGRE).

Instituto de Ingenieros en Electricidad y Electrónica, en USA (IEEE).

Este método fue desarrollado en la década de 1960 por un grupo de trabajo

integrado por representantes de diferentes países miembros de la “Conferencia Internacional de las Grandes Redes Eléctricas (CIGRE) “.

Con esta medición se determina lo que se conoce como “La Densidad de Rayos a Tierra”.

Es decir indica cuantos rayos caen en un área de 20 Km2, por ejemplo si caen 100 rayos, la densidad de rayos a tierra es:

𝐷𝑅𝑇 =100 𝑟𝑎𝑦𝑜𝑠

20 𝐾𝑚2= 5

𝑟𝑎𝑦𝑜𝑠

𝐾𝑚2

Esta cantidad las integra la medición directamente. Durante muchos años la

cantidad indicativa de la actividad atmosférica fue el nivel ceraunico, de manera que para expresar la actividad atmosférica en una región geográfica o un país, se elaboran Mapas de Niveles Isoceraunicos.

Figura 2.2 Mapa Isoceraunico del territorio Mexicano.


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Como referencia del rango de niveles ceraunicos se tienen los siguientes valores:

Tabla 2.1 Niveles Ceraunicos

0 – 5 MUY BAJO

5 – 10 BAJO

10 – 30 MEDIO

30 – 60 ALTO

Mayor de 60 MUY ALTO

Para relacionar la densidad de rayos a tierra con el nivel ceraunico por ser esta una cantidad más popular, se desarrollaron expresiones matemáticas empíricas, una por los grupos de trabajo CIGRE y otra por el grupo del Instituto de Ingenieros en Electricidad y Electrónica, en USA (IEEE). La ecuación de CIGRE es:

𝐷𝑅𝑇 = (0.12 − 0.20) ∗ (𝐷𝑇)

𝑑𝑜𝑛𝑑𝑒 ∶ 𝐷𝑇 = 𝑑𝑖𝑎𝑠 𝑝𝑟𝑜𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜 𝑐𝑜𝑛 𝑡𝑜𝑟𝑚𝑒𝑛𝑡𝑎 𝑎𝑙 𝑎ñ𝑜 𝐷𝑅𝑇 = 𝑑𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑟𝑎𝑦𝑜𝑠 𝑎 𝑡𝑖𝑒𝑟𝑟𝑎 (𝑁𝑔)

La ecuación dada por IEEE es un poco más conservadora y está dada por la ecuación:

𝐷𝑅𝑇 = 0.04(𝐷𝑇)1.25

Por ejemplo, en una zona con nivel ceraunico de 20 días promedio con tormenta anual, los valores de DTR de acuerdo a cada método de cálculo son: CIGRE

𝐷𝑅𝑇 = (0.12 − 0.20) ∗ (20) = 2.4 − 4 𝑟𝑎𝑦𝑜𝑠

𝐾𝑚2

IEEE

𝐷𝑅𝑇 = 0.04(20)1.25 = 1.69 𝑟𝑎𝑦𝑜𝑠

𝐾𝑚2

Tanto los niveles de valor ceraunico, como la DRT para que sean representativos

deben tener un periodo de medición de 11 años de manera que los valores indicados sean promedio de 11 años, este periodo representa lo que se conoce como un “Ciclo Solar” que indica las variaciones climatológicas en la tierra para todas las posibles posiciones relativas estacionales entre la tierra y el sol.


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Esta actividad atmosférica sobre la tierra no afecta en su totalidad a los sistemas eléctricos ya que solo se consideran las descargas atmosféricas en el área geográfica determinada por las instalaciones eléctricas de potencia, esto quiere decir las centrales eléctricas, subestaciones y líneas de transmisión, de estas componentes del sistema, la parte más expuesta a las descargas atmosféricas por la extensión geográfica que ocupan y distintas condiciones ambientales en las que operan, son las Líneas de Transmisión, por lo que se toman como referencia para el estudio de descargas atmosféricas. 2.4 DESCARGAS ATMOSFERICAS SOBRE LINEAS DE TRANSMISION

El mayor porcentaje de las descargas atmosféricas en los sistemas eléctricos, incide sobre las líneas de transmisión que en general tienen dos tipos de conductores: Los cables de guarda; cuya función es evitar que los rayos impacten directamente

a los conductores de fase. Los conductores de fase; que son los que conducen la corriente senoidal del sistema

e interconectan a subestaciones eléctricas con diversos equipos. Lo que se trata normalmente es evitar que las descargas atmosféricas impacten a los conductores de fase, ya que la onda de corriente del rayo, al incidir sobre un conductor de fase en forma directa o indirecta incide a través de la impedancia aparente del conductor, una onda de voltaje que se desplaza hasta llegar a los equipos de las instalaciones, produciendo esfuerzos dieléctricos y riesgo de falla en aislamientos.

Figura 2.3 Onda incidente dirigida a una subestación.


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2.4.1 TENSION DE LA ONDA INDUCIDA EN LA LINEA

La tensión inducida por una descarga atmosférica sobre una línea de

transmisión se puede determinar mediante la siguiente formula:

𝑉 =𝐼

2𝑍 ; 𝑍 = √

𝐿(𝐻𝑒𝑛𝑟𝑖𝑠)

𝐶(𝐹𝑎𝑟𝑎𝑑𝑠)

Donde: Z = impedancia aparente o característica del conductor, se expresa en OHMS, pero se da valor indistinto al de la impedancia óhmica a baja frecuencia (60 Hz) de la línea.

𝑍 = 𝑟 + 𝑗𝑤𝐿 2.4.2 CALCULO DEL NUMERO DE DESCARGAS SOBRE UNA LINEA

Para identificar el número de descargas que impactan a una línea de transmisión construida en una cierta zona con un nivel ceraunico o densidad de rayos a tierra se usa la siguiente formula:

𝑁𝐷𝐿 = (0.04) ∗ (𝐷𝑇)1.25[0.0133(hc + 2Hg) + (0.1 ∗ Sg)] Rayos

100 Km/año

Donde: NDL= número de descargas a la línea. DT= nivel ceraunico de la zona. hc= altura del conductor de fase en la torre. Hg= altura del cable de guarda en la torre. Sg= separación entre cables de guarda.


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2.5 LA MAGNITUD DE LA CORRIENTE DEL RAYO

Para estudiar el efecto de las descargas atmosféricas sobre los sistemas

eléctricos de potencia y las instalaciones en general, además de conocer la actividad atmosférica expresada como el nivel ceraunico o la densidad de rayos a tierra, es necesario conocer lo que permite determinar el efecto de las descargas, a lo que se le conoce como “La Magnitud de la Corriente del Rayo”.

La corriente del rayo es también un fenómeno probabilístico es decir, no todas

las descargas atmosféricas tienen la misma magnitud de corriente, esto significa que su comportamiento es aleatorio.

El valor de la probabilidad de que ocurra una corriente de rayo de magnitud (I)

expresada en kA, se puede determinar a partir de la formula empírica desarrollada por la IEEE siguiente:

𝑃(𝐼) =1

1 + (𝐼31)

2.6 ∗ 100

𝐷𝑜𝑛𝑑𝑒: 𝑃(𝐼) = 𝑝𝑟𝑜𝑏𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 (𝐼)

𝐼 = 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒𝑙 𝑟𝑎𝑦𝑜 (𝑘𝐴)

Esta expresión se determinó a partir de mediciones de la corriente del rayo en distintas partes del mundo que dibujadas forman una forma como la siguiente:

Figura 2.4 Mediciones de las corrientes en diferentes partes del mundo.


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Esta es una curva logarítmica que para que sea lineal se dibuja en papel de escala logarítmico Log-Log y forma lo siguiente:

Figura 2.5 Probabilidad de la magnitud de las corrientes del rayo.

Se puede observar que las corrientes del rayo de menor magnitud tienen una probabilidad de ocurrencia mayor que aquellas de mayor magnitud.

Para los estudios de simulación del efecto de las descargas atmosféricas sobre los sistemas eléctricos se considera para fines prácticos un rango entre:

5 – 15 kA

La curva anterior es el resultado de mediciones de la corriente del rayo en

campo, por un periodo de ciclo solar (11años) que arrojan resultados de gran dispersidad.

La manera de medir la corriente del rayo en magnitud considerando que pueden adquirir valores muy elevados y que se desplazan a la velocidad de la luz (300 m/µs) en forma unidireccional se hace en forma directa a través del campo magnético que genera.

1 5 10 20 50 100 200

99

50

30

20

10

I [KA]

P [%]


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2.6 MEDICION DE LA CORRIENTE DEL RAYO

El rayo está compuesto por varias descargas atmosféricas que ocurren

normalmente en menos de un segundo; en el momento de la descarga se genera una

corriente muy alta ("return stroke") que en tan solo unos cuantos microsegundos puede

destruir o poner fuera de funcionamiento sistemas construidos por el hombre, ya sea

de manera directa (impacto directo) o indirecta (acoplamiento electromagnético).

Estas corrientes han sido medidas y utilizadas en:

La creación y calibración de modelos teóricos de propagación de los campos

electromagnéticos asociados con la descarga.

La calibración de protecciones y coordinación de aislamiento de sistemas

eléctricos de

Potencia y de telecomunicaciones.

El diseño de protecciones de estructuras elevadas, que poseen alto riesgo de ser

alcanzadas por los rayos.

La calibración de sistemas de prevención;

(5) en la creación y ajuste de modelos de sistemas de localización de rayos

(Lightning Location Systems, LLS), muy utilizados actualmente.

Dado este amplio número de aplicaciones, que utilizan la corriente como

parámetro esencial, es imperioso que los sistemas desarrollados para la medida de la

misma posean una alta confiabilidad y una gran precisión.

El parámetro más importante es la corriente que permite evaluar la severidad

de la descarga y permite la calibración de modelos del "return stroke" y de propagación

de los campos electromagnéticos. Para medir directamente las corrientes producidas

por los rayos se utilizan los dos métodos siguientes:

La creación artificial de descargas atmosféricas

Las torres instrumentadas.

El primer método de medida de corriente directa denominado “triggered

lightning" o de rayos inducidos, genera artificialmente una descarga atmosférica con la

ayuda de pequeños cohetes lanzados hacia la nube en un momento de alta diferencia

de potencial eléctrico entre la nube y la tierra. Los cohetes están conectados físicamente

a la tierra mediante conductores delgados que son pulverizados por la intensa corriente

producida en el momento de la descarga. La corriente es medida en la base del

conductor, que está conectado a la tierra.


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El segundo método utiliza torres instrumentadas, en las cuales se instalan instrumentos de medida de la corriente de la descarga para su posterior análisis. La ubicación de estos medidores de corriente en las torres fue inicialmente en la base; sin embargo, actualmente se exploran otras posiciones a diferentes alturas a lo largo de la torre. Este método, con torres instrumentadas, podría asociarse con el método de descargas inducidas dado que utiliza una estructura elevada, artificialmente creada por el hombre, para lograr la conexión de la descarga atmosférica entre la nube y la tierra; no obstante, en este caso, la altura de la torre es constante, lo cual otorga la libertad al rayo de producirse cuando los niveles de desbordamiento de carga acumulada en la nube son naturalmente alcanzados.

Para la corriente del rayo por el cable de guarda al que está conectada la punta

metálica de material magnético con un valor que generalmente corresponde a la mayor magnitud de corriente que circula en un periodo de tiempo (4 semanas). Estas probetas se instalan en varias torres , de bajan y se llevan al laboratorio en donde se mide la intensidad del campo magnético (H), después usando un modelo matemático basado en la ley de ampere se determina la corriente que circuló a través de la probeta.

𝐼 = ∮𝐻𝑑𝑙

Figura 2.6 Medición de la magnitud de la corriente del rayo por medio de una probeta metálica colocada en una torre de transmisión eléctrica.


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Para evitar que las descargas atmosféricas produzcan fallas de aislamiento en

las líneas de transmisión, que es la parte donde se inicia el sistema, se tiene que

considerar para su diseño los siguientes factores:

El blindaje: proporcionado por la posición relativa de los cables de

guarda y los conductores de fase.

El nivel de aislamiento: que lo proporciona las distancias eléctricas entre

los conductores energizados y las partes de la estructura a tierra.

La conexión a tierra: que se obtiene a través de la red de tierras de la

línea de transmisión cuya función es disipar las corrientes de rayo en

tierra.


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CAPITULO 3.-LINEAS DE TRANSMISION COMPACTAS.

3.1 INTRODUCCIÓN.

En este capítulo se presentan algunos de los antecedentes y las motivaciones para la implementación de líneas compactas, define y describe las principales características de una línea de transmisión compacta (69 - 230 – kV).

Cabe señalar que a partir de este capítulo no se abordan las cuestiones que son

idénticas a las líneas convencionales tales como la ingeniería de carga mecánica de las estructuras, el cual es el mismo sea cual sea el espacio entre líneas y los aspectos de ingeniería civil de las estructuras.

Esto no quiere decir que las estructuras y cimentaciones no son importantes, sino que simplemente significa que la información suficiente sobre la estructura y el diseño de la cimentación está disponible en otros lugares.

Se dan a conocer algunas de las características de las líneas de transmisión

compactas tales como son la reducción de sus dimensiones, la adición de amortiguadores para reducir vibraciones conductor, características del aislamiento.

3.2 DEFINICION DE UNA LINEA DE TRANSMISION COMPACTA.

El término de línea compacta fue introducido en Estados Unidos para denotar a las líneas aéreas que se caracterizan por una disminución de la distancia entre fases en comparación a las líneas convencionales. Teóricamente pueden emplearse en cualquier nivel de voltaje y la distancia mínima entre fases está determinada. Entre otros aspectos, por los sobrevoltajes permisibles normados para el aire. Uno de los factores que ha provocado que este tipo de línea llame la atención en diversos países es que generalmente es más barata que su equivalente de construcción convencional. Una variante que incrementa las posibilidades de las líneas compactas es la construcción de fases multi-conductoras. Es decir, la sección de la fase se distribuye en varios sub-conductores, resultando un empleo más completo de la superficie y de la sección de los conductores. Se plantea que con el aumento del número de componentes en la fase, el peso de la estructura aumenta no proporcionalmente al número de su conductores, incluso puede lograrse que en 1 km. de línea el costo específico de una línea compacta multi-conductora sea menor que el de su equivalente de construcción convencional.


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3.3 TENDENCIAS DE DISEÑO PARA UNA LINEA DE TRANSMISION

COMPACTA.

En el diseño de una línea de transmisión aérea, se deben cumplir múltiples limitaciones, algunas eléctricas, algunas mecánicas y algunos del medio ambiente .La líneas siempre deben cumplir con los requisitos de espacio eléctrico mínimo entre tierra y edificios, no superar los límites audibles máximos, ruido y límites de interferencia de radio / TV, soportar cualquier combinación de vientos fuertes y / o cargas pesadas de hielo que se produzcan , evitar la interrupción de operación de la línea aun cuando esta es golpeada directamente por un rayo y que su mantenimiento sea sencillo.

Las limitaciones económicas son mínimas debido a que por lo general se usan materiales básicos tales como aluminio , acero y vidrio, las pérdidas eléctricas por kilómetro son bajas y presentan una durabilidad inusual, ya que las líneas de transmisión aérea están diseñadas para una vida útil de 30 a 40 años, y suelen permanecer en servicio durante mucho más tiempo.

La durabilidad de las líneas de transmisión se ha mejorado con el tiempo gracias a la implementación de nuevas herramientas utilizadas para el cálculo del ruido inducido por efecto corona, aislamiento eléctrico, campos eléctricos y magnéticos. El uso de mejores materiales como postes de acero y concreto, nuevos y mejores tipos de refuerzos para los conductores y aisladores han contribuido también a la prolongación de la vida útil de las líneas de trasmisión.

La reducción de las líneas de trasmisión convencionales llevaron al rediseño de

las mismas, este rediseño provoco una reducción en el espaciamiento entre fases y menores dimensiones en las estructuras, con los cuales evolucionaron a las hoy en día conocidas como Líneas de Transmisión Compactas.

Figura 3.1 Línea de 230 kV convencional. Figura 3.2. Línea 230 kV rediseñada y compacta


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3.4 OPOSICION PÚBLICA A NUEVAS LINEAS DE TRANSMISION.

La oposición pública con respecto a las líneas de trasmisión compactas es mínima, debido a que tales líneas son mucho menos visible y similares a las líneas de distribución que se pueden observar en las zonas urbanas.

Algunas personas utilizar el término "compacto " para cualquier línea que hace

referencia a un menor tamaño en la práctica, por ejemplo , una línea de 500 kV , podría decirse que ha sido compactada por la aplicación de aisladores horizontales fijos en lugar de la suspensión de cadenas de aisladores.

La tecnología en una línea de transmisión aérea es simplemente tomar los

mejores datos de ingeniería y hacer un diseño equilibrado óptimo de la tensión que se trate.

En este sentido no hay nada muy diferente en líneas compactas, es decir, tienen la misma base de componentes como otras líneas; sin embargo la líneas compactas son más cuidadosamente diseñadas. Algunos de estos principios son el uso de aisladores para restringir el movimiento del conductor en las estructuras, y una cuidadosa consideración de los efectos corona. El propósito fundamental de líneas compactas es hacer que las líneas encajen en zonas en las que de otro modo no tendrían y hacer estas zonas visualmente más atractivas.

3.5 LÍNEAS COMPACTAS CONTRA LINEAS CONVENCIONALES .

Las líneas aéreas de transmisión están destinadas a mover la energía eléctrica

de las instalaciones de generación remotos a las zonas de carga urbanas y residenciales ya sean compacta (Figura 3.3) o convencional (Figura 3.4).

Figura 3.3 Línea de transmisión compacta Figura 3.4 Línea de transmisión convencional


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Las líneas de transmisión compactas (69 - 230 kV) se encuentran comúnmente más cerca de las zonas residenciales, es más probable que sean implementadas en zonas turísticas y se utilizan para mover pequeños bloques de energía a través de distancias más cortas. Mientras que las líneas convencionales de corriente continua y alterna (345 kV o más) son generalmente utilizadas con la intención de mover grandes bloques de energía por distancias mayores.

Sin embargo, la oposición pública puede ser grave debido a la aparición de líneas de transmisión convencionales y su proximidad a las áreas residenciales urbanas y suburbanas.

Se puede concluir que el diseño de las líneas de transmisión compactas que presentan características como el uso de espacios más pequeños, la reducción del impacto visual y ambiental tiene más aceptación pública que las líneas de transmisión convencionales. 3.6 REDUCCIÓN DE DIMENSIONES DE UNA LÍNEA .

En cualquier línea de transmisión, ciertas distancias mínimas deben ser

respetadas entre los conductores desnudos energizados y las piezas de la estructura a tierra, cables de guarda a tierra, otros conductores de energía, el suelo y los objetos en él y el límite del derecho de vía.

Los conductores de fase deben tener una separación suficiente con los cables de guarda para evitar descargas disruptivas en condiciones normales, vientos o en condiciones cuando existe hielo en los cables y durante eventos de conmutación. Los conductores de fase también deben mantenerse lo suficientemente lejos de la tierra para cumplir los requisitos mínimos de espacio libre bajo condiciones de descargas atmosféricas y las condiciones meteorológicas.

La línea debe, por lo tanto, mantener la distancia suficiente entre el conductor de fase y el cable de guarda bajo fuertes vientos para evitar descargas disruptivas. Además, otra consecuencia a estos mismos vientos cruzados es que el conductor de fase en la mitad del claro puede moverse hacia a un lado, y la distancia al borde del derecho de vía debe ser suficiente para mantener el espacio eléctrico mínimo a los edificios y otras líneas en paralelo con esta línea.

Figura 3.5 Reducción de espacios de una línea de transmisión.


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3.7 BENEFICIOS DE LA REDUCCION DE LA FLECHA o HUNDIMIENTO DEL

CONDUCTOR.

El paso de línea compacta puede reducirse aún más en una variedad de formas

sin sacrificar la fiabilidad o el aumento del costo dramáticamente. Una de las claves para

una compactación adicional es la reducción del porcentaje de hundimiento de los

conductores de fase. Para entender cómo el hundimiento del conductor de fase afecta

la compactación de la línea, considere los diagramas se muestra en la figura 3.6.

Si el hundimiento del conductor de fase (D1) puede ser reducido, entonces, el

pandeo de alta temperatura (D2) y el máximo desplazamiento a la mitad del tramo de

la línea (H3) también serán menores. • Si el alargamiento térmico del conductor podría

ser reducido, entonces, la reducción en el hundimiento máximo (D2) permitiría el uso

de estructuras más cortos o menos.

Alta temperatura conductores bajo pandeo parecen particularmente muy

adecuado para su uso en líneas compactas. Por ejemplo , los cables ACSS tiene una serie

de características que ayudan a la diseñador de reducir al mínimo la altura de la línea y

el ancho de la misma lo cual permite un índice alto de auto- amortiguación para que

pueda ser instalado con menos hundimiento de los conductores en comparación de los

cables estándar ACSR y sin la necesidad de amortiguadores , que pueden ser difíciles de

usar (a causa del efecto corona o la reducción de la fase a fase de fuerza contra

sobretensiones de conmutación ) con espaciamiento de fase mínima.

También cuenta con una baja elongación térmica de manera que el pandeo a alta

temperatura se reduce al mínimo, y la altura de la estructura se puede reducir o menos

estructuras utilizado por kilómetro. Este tipo de cable ACSS es tolerante a temperaturas

de operación tan alta como 200 ° C, lo que produce una alta capacidad térmica para

conductores de diámetro modestos.

Esto es particularmente útiles con líneas compactas, ya que su baja reactancia a

menudo produce una corriente un poco más grande en relación a diseños

convencionales a la misma tensión.


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Figura 3.6 Flecha del conductor de fase al final del día en condiciones sin carga, bajo

máximas temperaturas y con máximo viento transversal.

3.8 SISTEMAS DE IMPACTO DE LAS LINEAS DE TRANSMISION COMPACTAS.

Una consecuencia de la disminución de la separación de las fases en las líneas

de transmisión, es reducir la reactancia serie inductiva de secuencia positiva de la línea

por unidad de longitud todos los demás factores se mantiene igual (conductor,

configuración, entre otros). Al mismo tiempo, la disminución de la separación de las

fases también disminuye la secuencia positiva derivada de la reactancia capacitiva por

unidad de longitud de la línea y la impedancia secuencia positiva (dada por la formula

siguiente) también disminuye a medida que disminuye la separación de fase.

𝑍𝑠 = √𝑋𝐿𝑋𝐶

Los cambios en la serie y la reactancia shunt no cambian el límite térmico de una

línea de transmisión, debido a que el límite térmico es una función de la capacidad de

corriente de los conductores de la línea. Si el límite de carga de la línea es una función

de las consideraciones del sistema, tales como caída de tensión, entonces, las

alteraciones en la reactancia de la línea pueden tener un efecto.


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3.9 EFECTOS ELÉCTRICOS EN EL MEDIO AMBIENTE .

El campo eléctrico en la superficie de los conductores de la misma línea de

trasmisión aumenta conforme el espacio entre los conductores se reduce. Como

resultado, una línea de 138 kV compacta puede tener un campo eléctrico en la superficie

del conductor que es más propia de una línea de 345 kV tradicional. Niveles más altos

de campo eléctrico en la superficie del conductor significan también un aumento del

ruido audible y de la interferencia electromagnética (ruido de radio e interferencia de

televisión) en comparación con el diseño convencional de la línea de la misma tensión.

El ruido audible normalmente no es un factor que se tome en cuenta para las líneas de

transmisión convencionales, pero un campo eléctrico mayor en la superficie del

conductor como el que presentan las líneas de trasmisión compactas significa que el

ruido audible debe considerarse como un factor en el diseño de línea compacta. La

interferencia de radio y televisión han sido siempre una preocupación en cualquier

proyecto de diseño de una línea de transmisión.

El éxito en el diseño de una línea de transmisión han operado con éxito de no

debe de dar confianza al diseñador de que las líneas compactas tendrán el mismo

resultado. El aumento del campo eléctrico en la superficie de los conductores de las

líneas compactas resulta en un incremento de aisladores por efecto corona. Las pruebas

de laboratorio de los aisladores y herrajes para su uso en una línea compacta deben

basarse en campo eléctrico en lugar de la tensión de la línea, otra preocupación se

refiere a las fuentes de ruido en la línea.

Especialmente para las líneas de postes de madera, es necesario asegurarse de

que los campos eléctricos elevados que rodean a los conductores de la línea no se

conviertan en corrientes de fuga en los polos que podrían causar chispas, fuentes de

ruido o incendios. Debido a que las tres corrientes son de fase la sumatoria en un

sistema eléctrico trifásico balanceado es cero, los campos eléctrico y magnético se

cancelarían y sumarian cero si los tres conductores de fase estuvieran en la misma

ubicación. Por supuesto, esto no es posible por razones prácticas de aislamiento, pero

ilustra el hecho importante de que el factor eléctrico y la cancelación del campo

magnético aumenta cuando los conductores se ponen más cerca.

Las líneas compactas han reducido perfiles de campo eléctrico y magnético a

nivel del suelo, en comparación a las líneas convencionalmente espaciadas de la misma

tensión. Esta diferencia tiene el efecto beneficioso de la reducción de la inducción a

objetos cercanos, al precio de los aisladores y el aumento de los efectos corona.


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3.10 ECONOMÍA DE COMPACTACION.

El costo de los materiales y mano de obra para la construcción de una línea de

transmisión se compone de alrededor de un tercio por los conductores, otro tercio por

estructuras, y el resto por aisladores, y la adquisición de derecho de vía. Por supuesto,

dado el nivel de oposición a la construcción de nuevas líneas aéreas y el costo de la

adquisición de tierras en algunas regiones de América del Norte y Europa, el costo de

materiales y mano de obra en realidad puede llegar a ser en parte, menor del costo total

del estudio de ingeniería. En cuanto a los materiales y mano de obra, las líneas

compactas probablemente son algo más caras que las líneas de tensión convencionales

del sistema, pero dada la reducción por impacto visual y una mayor aceptación pública

de estas líneas "más pequeñas", el ahorro de costos permite que los esfuerzos y las

audiencias públicas sean más consideradas.

La elección de este ahorro puede ser entre el diseño y la construcción de una

línea compacta o la instalación de cables subterráneos. En la situación de una línea

compacta es probable que sea mucho más barato el diseño y construcción que la

alternativa subterránea.

Los costos a largo plazo de mantenimiento y reparación de un línea compacta

deben ser comparables con el costo de una línea convencional, por ejemplo las

decisiones de diseño, aunque por el contrario pueden dar lugar a interrupciones más

frecuentes y dificultad en la realización de mantenimiento de línea viva. En este sentido,

la aplicación de líneas compactas es similar a la introducción de cualquier Tecnología

"nueva" ya que los errores de diseño pueden ser costosos.

3.11 OPTIMIZACIÓN Y COMPENSACIONES DE LAS LÍNEAS DE

TRANSMISIÓN.

Los factores más importantes para el diseño de la estructura de líneas compactas

son la sencillez visual y reducción en sus dimensiones. Para lograr una estructura compacta con una estética limpia, el objetivo

principal debe ser que las estructuras mantengan una forma delgada y lo más pequeñas posibles. El diseño que abarca y el ángulo de desviación del conductor deben ser reducidos al mínimo. Los conductores con relaciones de tensión-a-peso más altas permiten tramos más cortos, menos desprendimientos, y estructuras más reducidas. Los conductores por fase individuales deben ser preferidos sobre conductores por fase dobles para la estética y también para mantener las cargas mecánicas más bajos de manera que las estructuras más pequeñas y ligeras sean posibles.


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Un conjunto de estructuras debe ser desarrollado especialmente para el proyecto y para la mayoría de proyectos de corta duración, el conjunto de estructuras incluyen:

Estructura de suspensión ligera Estructuras de ángulo intermedio Y a su terminación, estructuras de ángulo pesado

A medida que el tipo de estructura es más común en la trayectoria línea, la

suspensión seria ligera optimizando la compactación y una buena estética. La estructura de ángulo intermedio sería más pesada y no es tan bueno estéticamente.

A continuación se muestras los siguientes tipos o diseños de líneas de trasmisión

compactas, por ejemplo, compare el esfuerzo de suspensión de la línea del poste de la figura 3.7 con el esfuerzo de la suspensión del poste de la figura 3.8. Sin embargo, este esfuerzo no se ve muy diferente del esfuerzo de suspensión del poste de madera que lleva líneas de distribución en el otro lado de la carretera.

Figura 3.7 Poste compacto de concreto Figura 3.8 Poste compacto de concreto con crucetas rectas de crucetas rígidas.

Las líneas compactas pueden presentar cables de sujeción los cuales proporcionan una buena alternativa para la construcción de estructuras ligeras y atractivas. Sin embargo, debido a los cables de retención se puede restringir el acceso de vehículos y otros movimientos cerca de las estructuras, que no siempre es posible considerar el uso de estructuras retenidas. Figuras 3.9 y 3.10 muestran ejemplos de estructuras ligeras con cables de retención. En la Figura 3.9, un poste de concreto delgado con forma cónica es retenido en ambos extremos con el apoyo de cables de retención. Los cables de sujeción son apenas visibles desde la distancia.


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Figura 3.9 Poste de concreto retenido Figura 3.10 Postes separados de concreto retenidos en ambos extremos con cables de retención. por cables de retención.

En la Figura 3.10 se muestra el diseño con dos postes separados, los cuales llevan solo un circuito por poste y proporcionan un cambio en el ángulo de dirección de línea, en este caso los cables de sujeción permiten el uso de postes delgados de cemento.

Tenga en cuenta que esta disposición de dos postes retenidos con un solo

circuito se ve mucho menos molesta en comparación con una estructura de gran tamaño de doble circuito como la que se muestra en la Figura 3.11.

Figura 3.11. Estructura compacta de doble circuito


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3.12 ESTRATEGIAS DE OCULTACIÓN

Las estrategias que ocultan generalmente a una línea de trasmisión compacta

caen en una de las siguientes categorías:

"Ocultación", en primer plano de la vista de la línea de transmisión desde los puntos de observación del espectador.

"Integración", de la línea de transmisión para que se vuelva menos molesta visualmente, ya que se mezcla en el fondo, o

Las modificaciones del diseño propio de la línea en el tratamiento de la

superficie o del color de los postes para confundirse con el fondo.

3.13 TIPOS DE ESTRUCTURAS DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN COMPACTAS.

Las estructuras o torres son los elementos más molestos visualmente de línea de

transmisión compacta y, por tanto, las técnicas de construcción deben ser aplicadas para mejorar su estética.

La siguiente sección trata sobre las estructuras utilizadas en la construcción de

nuevas líneas de transmisión. Se prefieren los postes compactos sencillos para su uso en terrenos que atraviesan entornos de zonas urbanizadas, en Figura 3.11 se muestra un ejemplo de línea compacta con una estructura de cemento de suspensión limpia con líneas instaladas en las orillas de una carretera.

Como una alternativa al diseño típico de líneas compactas se muestra en la

Figura 3.12 pero existen diversas opciones de diseño de compactación.

Figura 3.12 Línea de Transmisión Compacta típica que atraviesa una zona residencial.


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Dos opciones muy diferentes se muestran en la figura 3.13 y 3.14. Ambos diseños restringen el movimiento del conductor en las estructuras en condiciones de vientos fuertes por restricción de la libre circulación o movimiento de la configuración del aislador.

Figura 3.13 Diseño simple de poste para línea de transmisión compacta

Figura 3.14 Diseño de doble poste para una Línea Compacta.


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Por otra parte, la longitud del claro máxima es probablemente menor a los de 200 metros y la distancia horizontal entre los conductores de fase está limitada por la longitud del aislador y el diámetro del poste.

El diseño compacto de dos postes en la Figura 3.10 permite al el uso de tramos

más largos (menos estructuras por kilómetro), ya que la estructura es fuerte y permite aún más la separación entre fases. No obstante, la estructura es más compleja a montar y requiere establecer dos polos. Este diseño maneja dos configuraciones posibles de blindaje, ya sea un solo cable de guarda o dos cables de guarda.

Para lograr resultados prácticos, se debe considerar la posibilidad de adquirir

propuestas de medio artístico y arquitectónico, ya sea mediante la contratación de expertos o la celebración de concursos de arte para generar opciones. Figuras 3.15, y 3.16 son ejemplos de postes holandeses con suspensión de crucetas de las ideas de un concurso de diseño incorporado.

Figuras 3.15 Poste de suspensión Holandés.

Figuras 3.16 Poste Holandés con refuerzo de crucetas.


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Algunos conceptos prometedores de un concurso de diseño podrían ser adoptados hasta la fase de diseño detallado, así también se debe considerar la posibilidad de encontrar formas o diseños de estructuras que incorporan características identificables a nivel local, por ejemplo la Figura 3.17 muestra un " ratón con orejas de Mickey " estructura emblemática en Disneyland en Orlando, Florida.

Figura 3.17 Estructura emblemática en Disneyland en Orlando

Este tipo de estructuras icónicas bien ubicadas son adecuadas y ayudan a dar un sabor local y tal vez más aceptables para la opinión pública, sin embargo, si están mal hechas solamente son llamativas y pueden llegar a ser simplemente un tributo local a gran escala y en este caso el uso de colores brillantes, en lugar de colores que tratan de mezclar la estructura en el fondo, se deben aplicar para hacer que la estructura se destacan.

Hay algunos ejemplos notables de grandes y audaces estructuras artísticas de Escandinavia como las estructuras pico de pájaro que se muestran en las figuras 3.18 y 3.19.

Figura 3.18 Estructuras artísticas de Escandinavia


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Figura 3.19 Estructuras pico de pájaro de Escandinavia

Un poste minimalista "H" con crucetas externas se muestra en la Figura 3.20. El uso de dos postes delgados en lugar de un poste de gran diámetro proporciona un mejor resultado estético.

Figura 3.20 Poste minimalista tipo “H” con crucetas externas.

Este diseño minimalista es una solución técnica efectiva, pero el diseño de poste tipo "H" más elegante se muestra en la Figura 3.21, ya que sus crucetas rojas, proporcionan una solución más estética.


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Figura 3.21 Diseño tipo “H” con crucetas rojas.

Una estructura de alta tensión con doble circuito con un diseño artístico más aventurero que incorpora una forma morfológica humana se muestra en la Figura 3.22. Este diseño fue desarrollado por Richard Goodwin, un artista, arquitecto y diseñador de Sydney, Australia, que se especializa en el desarrollo de la infraestructura comunitaria.

Figura 3.22 Diseño artístico con forma morfológica humana.


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3.14 DERECHO DE VIA O ZONA DE SERVIDUMBRE

El derecho de vía es una zona de seguridad que establece las distancias mínimas que se deben tener hacia ambos lados de una línea de transmisión para evitar riesgos por accesos a esta zona, existen criterios que se deben tomar en cuenta como los siguientes:

Toda línea de 34.5 kV o tensiones mayores debe tener derecho de vía o zona de seguridad.

Dentro de la zona de seguridad se debe evitar la siembra de árboles o arbustos que al transcurrir el tiempo puedan violar las distancias mínimas de seguridad.

No se deben construir estructuras o edificaciones en la zona de servidumbre debido al riesgo que representa para personas y animales.

No se deben instalar en la zona de servidumbre servicios eléctricos de pequeña

tensión.

A medida que disminuyen los espacios abiertos en zonas pobladas, aumenta la presión para el uso público de derechos de paso de las líneas de transmisión que atraviesan parques, campos de juegos, parques de juegos infantiles, senderos peatonales y otras actividades recreativas.

El derecho de vía es propiedad absoluta o adquirido a través de una servidumbre, esta servidumbre determina el grado en que estas actividades sobre el derecho de paso pueden ser controladas por el operador de la línea de transmisión. Por ejemplo, el lenguaje de una servidumbre sólo podrá permitir el control de las actividades que podrían afectar al funcionamiento y mantenimiento de la línea, tales como la presencia de incendios y estructuras en campamentos, pero no pistas o campos de juego.

Al igual que con otros usos y actividades dentro y cerca del derecho de vía de una línea de transmisión, la seguridad pública sigue siendo la principal preocupación del operador y el usuario. Por lo tanto los operadores prohíben o desalientan las actividades peligrosas que puedan poner en peligro las autorizaciones eléctricas incorporadas en el diseño de una línea. Algunas de estas actividades incluyen volar cometas y aviones modelo, el depósito de seguridad de objetos largos tales como tuberías de riego y los barcos de vela con altos mástiles. Además, la prevención de la escalada de la torre y limitar el acceso a las áreas alrededor de las torres es también una prioridad en las zonas donde el público pueda congregarse. Evitar las zonas en la base de las torres es aconsejable en el caso improbable de una falla a tierra. Una falla a tierra puede provocar tensiones de contacto y de paso potenciales. Estas diferencias de voltaje entre la torre y la tierra o pueden causar choques graves o fatales a las personas en contacto con la torre o el pie en el suelo, cerca de la torre de falla. Se aconseja a las personas que utilizan el derecho de paso a alejarse de las torres y los conductores durante alguna tormenta eléctrica en la zona.


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3.14.1 PARÁMETROS QUE INFLUYEN EN LA DETERMINACIÓN DEL ANCHO

DEL DERECHO DE VÍA

El ancho del derecho de vía está integrado por el doble de la suma de las siguientes distancias: separación horizontal mínima eléctrica de seguridad (distancia A): proyección horizontal de la flecha del conductor y de la longitud de la cadena de aisladores de suspensión (en su caso), según el ángulo de oscilación que produce la presión del viento (distancia B): del eje de la estructura al conductor extremo en reposo (distancia C): (véase figura 3.23). Estos parámetros varían de acuerdo con: la tensión eléctrica nominal, el calibre del conductor, la magnitud de la presión del viento, el tipo de estructura, la zona en que se localice y la altitud respecto al nivel del mar en que se ubique.

Figura 3.23 Integración del derecho de vía.

A = Separación horizontal mínima de seguridad.

B = Proyect. Horizontal de la flecha más cadena de aisladores.

C = Distancia del eje de la estructura al conductor externo en reposo.

La= Longitud oscilante de la cadena de aisladores f1 6 °c= flecha final a 16 °C.


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Entonces el Ancho de derecho de vía esta dado por:

𝐴𝑛𝑐ℎ𝑜 𝑑𝑒 𝑑𝑒𝑟𝑒𝑐ℎ𝑜 𝑑𝑒 𝑣í𝑎 = 2(𝐴 + (𝐿𝑎 ∗ 𝑓16°𝐶)𝑡𝑎𝑛 ∝ +𝐶)

3.14.2 TERRENOS EN ZONAS CONFLICTIVAS

Recomendaciones para modificar el derecho de vía en zonas conflictivas

En terrenos urbanos o rurales con serios problemas para la obtención del

derecho de vía, es factible aplicar, previo estudio técnico económico, una o más de las

siguientes medidas, con objeto de reducir el ancho necesario para el paso de la línea.

Considerar la instalación de conductores aislados o semiaislados para cada

tensión.

Instalar contrapesos en los puntos de soporte oscilantes de los conductores,

previa verificación de la capacidad de carga vertical.

Limitar en alguna otra forma la oscilación transversal de los conductores (entre

otros: la instalación de cadenas de aisladores en "V" o aisladores tipo poste).

Utilizar disposición vertical de los conductores.

Reducir la flecha, incrementando la tensión mecánica de los cables, previo

estudio de flechas y tensiones.

Reducir la longitud de los claros.

Cambio de la trayectoria del trazo original de la línea.

Instalar estructuras más altas cuidando libramientos mínimos de seguridad

vertical.

Cambio de tipo de estructura.


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3.14.3 FORMAS DE CONSTITUIR EL DERECHO DE VÍA

La forma de constituir el derecho de vía de las líneas de conducción de energía

eléctrica, puede variar de acuerdo al régimen de tenencia de la tierra de los terrenos

que se requieran para tal efecto, el área encargada de la ejecución del proyecto debe

obtener la adquisición de los derechos de vía en los terrenos en donde se construirá la

línea, entregando la documentación respectiva que los ampare al terminar de construir

la obra.

Fundamentalmente podemos dividir el régimen de tenencia de la tierra en las

siguientes categorías:

Propiedad de los particulares.

Propiedad ejidal y comunal.

tierras de uso común

tierras destinadas al asentamiento humano, tierras parceladas.

Propiedad de los entes públicos.

-de la federación.

del dominio directo

del dominio público

del dominio privado

-de los estados

-de los municipios

-de otros entes públicos


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En las siguientes tablas se muestran la separación mínima de conductores a

edificios, construcciones y cualquier otro obstáculo y los anchos mínimos de la zona de

servidumbre.

Tabla 3.1 Distancias mínimas de los conductores de fases a edificios u otra construcción.


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Tabla 3.2 Ancho mínimo del derecho de vía para diferentes estructuras.

Tipo de Estructura Tensión [Kv]

Ancho mínimo [m]

Torres 400 60

Torres 230 (2 circuitos) 32

Torres 230 (1 circuito) 30

Postes 230 (2 circuitos) 30

Postes 230 (1 circuito) 28

Torres 115 (2 circuitos) 20

Torres 115 (1 circuito) 20

Postes 115 (2 circuitos) 15

Postes 115 (1 circuito) 15

Torres/Postes 69 (1 circuito) 15

3.15 MOVIMIENTO DEL CONDUCTOR

3.15.1 INTRODUCCIÓN

Para soportar la tensión transmitida entre los conductores de fase de una línea

aérea, en todo momento y bajo todas las condiciones climáticas, la separación de fase a

fase adecuada debe mantenerse. Para soportar la tensión de fase a tierra, el espacio

entre los conductores de fase y objetos conectados a tierra también debe mantenerse

en todas las cargas eléctricas y las condiciones meteorológicas.

Las líneas compactas tienen como objetivo minimizar la distancia entre fases,

entre las fases y los conductores de puesta a tierra, y que mantengan el ancho del

derecho de vía lo más pequeño posible. Existen indemnizaciones por el movimiento del

conductor debido al viento, caída de hielo, y los fallos deben ser menos de lo que se

permite en un diseño tradicional con el fin de reducir la distancia entre los conductores


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de energía, entre los conductores energizados y la tierra, y entre conductores de energía

y el borde de la servidumbre de paso a la derecha.

El movimiento del conductor en la estructura de soporte se reduce por el uso de

aisladores V horizontales en lugar de aisladores de suspensión normal. Los

movimientos de los conductores se reducen mediante el diseño de la línea con

longitudes más cortas y caídas de tensión más pequeñas en los conductores. El control

de movimiento del conductor es fundamental para el éxito del diseño de una línea de

transmisión aérea compacta.

Los diversos movimientos de los conductores necesitan ser controlados en

cualquier línea compacta provocados por los efectos del viento, hielo, y la corriente de

falla.

3.15.2 REQUISITOS DE ESPACIAMIENTO PARA LOS CONDUCTORES

Los movimientos de los cables nunca deben causar la reducción del

espaciamiento entre el conductor a conductor o conductor a tierra para soportar la

tensión transmitida. Debido a que la tensión está presente todo el tiempo, no es posible

hacer el mismo tipo de análisis estadístico que se utiliza para fenómenos tales como

sobretensiones.

La separación de conductor a conductor en condiciones normales

meteorológicas es muy superior a la separación necesaria para la transmisión de la

tensión incluso en la línea más compacta.

En la Tabla 3.3, se pueden observar las distancias necesarias para evitar

descargas disruptivas entre conductores y cables de tierra a diferentes niveles de

voltaje. El criterio de la frecuencia de la energía se considera disruptiva en el momento

de extrema oscilación causada por el viento, ya sea con conmutación o rayos de

sobretensión.

Tabla 3.3 Espaciamientos típicos para los conductores.


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3.15.3 ROMPIMIENTO DEL CONDUCTOR EN ESTADO ESTACIONARIO

Las líneas compactas pueden utilizar conductores individuales o un conjunto de

ellos dependiendo de la tensión necesaria. Los conductores en estado estacionario son

similares a los de las líneas estándar y se resumen a continuación. Los cambios que se

pueden producir por las líneas compactas son el uso de tipo de aislante rígido y las altas

tensiones de los conductores, incluyendo la aplicación de los nuevos tipos de

conductores, tales como las configuraciones de hundimiento de alta tensión.

Los vientos transversales ejercen presión sobre los conductores, así como en

cadenas de aisladores de suspensión, y esto puede ocasionar el rompimiento de dicho

conductores. Las distancias entre los conductores en la mitad del tramo y objetos

adyacentes, tales como árboles o edificios deben mantenerse para evitar descargas

disruptivas a tierra y para proteger la seguridad pública.

Si también hay una acumulación de hielo sobre los conductores, tanto el peso

efectivo y el área proyectada afectada por el viento se pueden aumentar

significativamente. Este cálculo se basa en condiciones de estado estacionario, cuando

el viento es constante y uniforme a lo largo de una cierta duración, da lugar a una

posición estacionaria del punto medio del tramo del conductor. La velocidad nominal

del viento se utiliza en el diseño, pero las variaciones naturales en la velocidad y

dirección del viento, y la distribución de las ráfagas en el espacio y el tiempo, así como

las oscilaciones de balanceo resultantes del conductor, no se contabilizan.

El viento varía en el espacio y el tiempo, y el conductor se somete a movimientos

oscilatorios de superpuesta en una posición media en cualquier período de tiempo

corto dado.

Este tipo de cálculo se utiliza para determinar el derecho de ancho de vía

requerido, como se ilustra en la figura 3.24. El cálculo asume que el ángulo de

movimiento del conductor es el mismo que el de las cadenas de aisladores, y que las

estructuras de soporte se someten a un movimiento insignificante bajo la acción del

viento. Las estructuras se doblan de manera significativa, sobre todo si son de madera

o de tirantes, e incluso si son torres de acero. La figura incluye una deflexión horizontal,

δ, que representa el efecto del viento sobre la estructura. La dimensión ‘’x’’ de la figura

es la distancia horizontal total del soporte del aislante hasta el borde del paso de la

servidumbre, e ‘’y’’ es la distancia horizontal mínima requerida al borde del paso de la

servidumbre de paso. El pandeo del conductor, ‘’D’’ en la figura 3.3-1, varía con la

temperatura, y debe estar en una condición típica del verano. Para las líneas compactas,

los aisladores pueden ser rígidos, tales como los aisladores V horizontales, o cadenas

de suspensión V.


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Figura 3.24 Ejemplo del movimiento de un conductor bajo condiciones de viento.

3.15.4 MOVIMIENTO DIFERENCIAL DEL CONDUCTOR

Las líneas compactas responden a las variaciones del viento de una manera

similar a las líneas estándar. Sin embargo, los espacios libres entre fases son más

pequeños, y por lo tanto, los movimientos diferenciales entre los conductores pueden

tener un mayor impacto. En esta sección se presenta una investigación de fondo sobre

la naturaleza de las ráfagas de viento y los movimientos diferenciales de los

conductores bajo las ráfagas de viento. Se presentan a continuación los principales

resultados relevantes para el diseño de líneas compactas.

Los vientos generalmente son ráfagas de distinta velocidad, dirección, duración

y área cubierta. Todas estas características son importantes para el movimiento del

conductor. Desde la perspectiva de la aplicación a las líneas compactas, la diferencia en

el movimiento de los conductores adyacentes es de particular importancia, ya que una

ráfaga afecta a un conductor más de lo que afecta a otro y se presentan diferentes

movimientos dinámicos. También la ráfaga llega a los conductores en diferentes

momentos, cualquier reducción de la separación de fase a fase es un factor significativo

en el diseño de las estructuras de líneas de transmisión compactas. Además, ya que la

tendencia en el diseño de una línea compacta es hacia mayores tensiones y estructuras

más cortas, y cabe mencionar que las ráfagas en las elevaciones más bajas son las más

significativas.

3.15.5 VIBRACIONES EOLICAS Y OSCILACIONES INDUCIDAS

VIBRACIONES EOLICAS

La preocupación fundamental respecto a la vibración eólica de líneas aéreas es

la posible ruptura de los hilos conductores o elementos relacionados con el apoyo, el

uso y la protección del conductor. Las causas del problema son principalmente lo


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relacionado con el viento que sopla a través del conductor, las propiedades del

conductor que determinan su reacción a la excitación normalmente resultan ser una

respuesta no lineal.

La vibración eólica es la oscilación de resonancia causada por un viento

constante. Las amplitudes son aproximadamente un diámetro del conductor, con

frecuencias de oscilación del orden de 2 a 150 Hz. Si no se corrige, estas vibraciones

pueden causar fallas y la ruptura de los hilos conductores, por lo general en los nodos

de oscilación como empalmes y puntos de suspensión.

Sin embargo, la vibración eólica puede ser controlada por energía de disipación

de amortiguadores unidos al conductor. Hay numerosos diseños disponibles, y estos

amortiguadores se pueden combinar con el herraje de protección, tales como los lazos

conductores preformados y varillas de armadura. La vibración eólica también se puede

prevenir mediante la limitación de la tensión del conductor a niveles relativamente

modestos.

Las vibraciones eólicas no presentan más problemas o limitaciones para las

líneas compactas que para las líneas convencionales.

OSCILACIONES INDUCIDAS

En vientos fuertes y persistentes aproximadamente de 7 hasta 18 m/s, las

oscilaciones inducidas pueden surgir en los conductores de las líneas aéreas que están

parcialmente protegidas por un conductor de blindaje o cable de guarda. El fenómeno

de las oscilaciones inducidas se ha estudiado ampliamente en relación con los

conductores de fase, las oscilaciones pueden tener una magnitud de frecuencia de 1 a 3

Hz, estas magnitudes son inaceptables, ya que el daño mecánico puede resultar incluso

si el movimiento no causa flameo.

Normalmente, la interacción significativa del conductor requiere que la

separación de los conductores sea menos de 10 a 15 veces el diámetro del conductor.

En líneas que tienen un solo conductor por fase, la separación de los conductores ha

sido suficiente para evitar la oscilación inducida.


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DAÑOS CAUSADOS POR LAS OSCILACIONES INDUCIDAS

Los daños resultantes de las oscilaciones inducidas no parecen ocurrir con

frecuencia, ya que sólo relativamente pocos casos se han registrado a pesar de un

número significativo de conductores de las líneas convencionales que están en

operación.

Algunos de los casos más graves reportados son los siguientes:

La fatiga de los espaciadores que se produce debido a las oscilaciones inducidas

en los conductores dobles, triples y cuádruples.

El desgaste severo de los conductores, el cual se produce en las líneas equipadas

ya sea con separadores rígidos o espaciadores - amortiguadores. En muchos

casos, según la magnitud del daño es necesario un cambio a un tipo de separador

diferente.

El desgaste de los conductores a medio camino entre los espaciadores es el

resultado del choque durante el movimiento que hacen los de conductores

dobles y cuádruples, pero este desgaste no ha sido lo suficientemente grande

como para requerir reparaciones.

Las descargas disruptivas se han atribuido a la reducción en el espacio

resultante de los movimientos verticales y horizontales.

Figura 3.25 Daño causado por las oscilaciones inducidas.


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3.15.6 EFECTO GALOPE

El grado de compactación en el diseño de las líneas de transmisión en las

regiones donde se puede producir la formación de hielo puede ser muy limitada, debido

a los movimientos de galope.

El efecto galope es la forma más violenta de la vibración de los conductores

inducida por el viento, es causada por la acción del viento sobre un perfil asimétrico del

conductor, lo más a menudo debido a un depósito de esmalte hielo, nieve húmeda o

hielo de la escarcha. Este movimiento se produce en los conductores ya sea en conjunto

o individuales, y los movimientos pueden ser suficientemente grandes, para que las

fases con una separación convencional hagan contacto entre ellas, dando lugar a

descargas disruptivas y quemadura de los conductores. Estos movimientos pueden

ocurrir en todos los tramos tanto de distribución como de transmisión. Los

movimientos dinámicos conducen a repetidas cargas elevadas sobre el soporte, los

herrajes sin salida y en los brazos de la torre asociados. Las cargas dinámicas pueden

causar daños por fatiga en los conductores, los herrajes, e incluso en las torres. La

Figura 3.26 ilustra dos conductores afectados por el efecto galope en una línea de

transmisión.

Figura 3.26 Conductores afectados por el efecto galope.

Las flechas muestran la disminución de separación de fase a fase en un lapso medio y el aumento de dicha separación en la otra mitad del lapso.


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MOVIMIENTOS DEL EFECTO GALOPE

Los movimientos del efecto galope pueden ser movimientos ya sean verticales u

oscilatorios de los conductores eléctricos aéreos. Cuenta con movimientos relativamente lentos, a una frecuencia de menos de 1 Hz, con grandes excursiones de pico a pico de los conductores, hasta aproximadamente 10 m (~ 33 pies). DAÑOS CAUSADOS POR EL EFECTO GALOPE

FLAMEOS ENTRE FASE Y FASE

La mayoría de los movimientos producidos por el efecto galope tienen una

modesta amplitud y no causan ningún daño, sin embargo, algún movimiento puede

tener grandes amplitudes, suficientes para causar el contacto entre los cables de fase y

fase, y causar descargas disruptivas, y las interrupciones del flujo de potencia. Las

quemaduras resultantes de los conductores requieren reparaciones, y la pérdida de

capacidad de potencia de transmisión puede ser muy costoso para la empresa de

distribución de energía. Los cortocircuitos desencadenan las operaciones repetidas de

los interruptores de circuito, que luego requieren la separación de la línea para evitar

daños en ellos. Un ejemplo del daño en un conductor por la formación de arcos se

muestra en la figura 3.27.

Figura 3.27 Hilos rotos como resultado de los movimientos producidos por el efecto

galope.


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FATIGA DEL CONDUCTOR

El efecto galope puede durar varias horas y en ocasiones días, y los repetidos

cambios por los movimientos dinámicos pueden causar fatiga de los hilos del

conductor, e incluso el fracaso completo del conductor. Las localizaciones del daño en

los conductores suelen ser adyacentes a las abrazaderas de los herrajes de suspensión

(ver Figura 3.28), a las abrazaderas de separadores y a los separadores-amortiguadores

en las líneas conductoras.

Figura 3.28 Daños en un conductor ACSR al lado de la abrazadera de suspensión

debido al severo efecto galope.

DAÑOS EN EL HERRAJE

Las repetidas cargas dinámicas producidas por el efecto galope han dañado

amortiguadores por vibraciones, a veces rompiendo dichos amortiguadores o a veces

fatigando los cables de amortiguación. Cuando son varios conductores, el efecto galope

inducido por torsión y flexión de movimientos de las fases causan daños en la región de

las abrazaderas del espaciador-amortiguador.

DAÑOS EN LA ESTRUCTURA

Los efectos menos obvios por el efecto galope son las repetidas cargas dinámicas

en las estructuras y las cargas verticales aplicadas en los brazos de la torre. Por ejemplo,

los aisladores tipo poste en las líneas de distribución se pueden romper y las cadenas

de aisladores de suspensión en líneas de transmisión separadas. Además, las crucetas

han fracasado tanto en las estructuras de madera como en las estructuras metálicas y

algunos aisladores se han roto. Las cargas dinámicas también han causado aflojamiento


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de las crucetas y de los postes de madera. Estas cargas dinámicas no se consideran en

el diseño de las estructuras de líneas aéreas. Pero, a través del mantenimiento necesario

después de muchos movimientos por el efecto galope, estas cargas dinámicas pueden

ser suficientes en número y magnitud para aflojar tornillos, el daño de aisladores de

rotura, extraviar amortiguadores y otros equipos por vibraciones, romper refuerzos de

la torre, e incluso causar fallos en las patas de la torre. Algunos videos del efecto galope

muestran claramente los movimientos longitudinales de la suspensión y de las cadenas

de aisladores de tensión, en respuesta a los cambios en la tensión del conductor durante

dicho efecto. La figura 3.29 muestra un ejemplo de una torre de ángulo pesada, que

sufrió daños en la parte inferior del brazo durante un periodo largo del efecto galope.

Estas cargas dinámicas pueden ser un grave problema en el diseño de la línea compacta

porque los conductores están conectados típicamente por aisladores horizontales o

verticales en cada estructura.

Figura 3.29 Torre de ángulo con el brazo inferior derrumbado debido al efecto galope.

3.15.7 MOVIMIENTOS VERTICALES

El movimiento del efecto galope vertical se produce con uno, dos, tres, o cuatro conductores, como se ilustra en la figura 3.30. Estos modos estacionarios también pueden ir acompañados de las ondas que viajan en movimiento a lo largo del tramo. El efecto galope incluye movimientos de los conductores longitudinales que causan la oscilación de las cadenas de aisladores, en suspensión y en estructuras sin salida. Para las líneas compactas que utilizan aisladores rígidos de soporte en las estructuras, el


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movimiento longitudinal está limitado y el efecto galope tiene una tendencia a aparecer cuando existen dos conductores. Sin embargo, si hay flexibilidad en las estructuras, pueden ocurrir movimientos de un solo conductor y las fuerzas longitudinales son altas, sobre todo con fuertes vientos.

Desde la perspectiva del diseño de las líneas compactas, la magnitud del

movimiento vertical es el parámetro más crítico. En general, la amplitud del movimiento de galope aumenta con la longitud de tramo.

Figura 3.30 Ilustración esquemática de los cuatro movimientos del efecto galope.

3.15.8 MOVIMIENTOS DE TORSION

Los conductores también por lo general se someten a movimientos de torsión durante el efecto galope. Estos se pueden ver claramente en separadores o espaciadores-amortiguadores de los conductores, pero son menos visibles en los conductores individuales. La figura 3.31, muestra los movimientos sincronizados verticales y de torsión de un solo conductor, también muestra que el movimiento vertical se acompaña de torsión en la misma frecuencia, lo que indica que el movimiento es complejo, y no puede ser entendido por la consideración de los movimientos verticales por sí solos. Líneas compactas usan tramos cortos que son similares a los


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tramos de líneas de distribución, que no presentan efecto de galope tan a menudo como las líneas de transmisión convencionales.

Figura 3.31 Análisis de los movimientos sincronizado y vertical de un solo conductor.

3.16 ESTÉTICA Y ASPECTOS AMBIENTALES.

Como se ha mencionado, la oposición pública a las líneas aéreas de transmisión se centra en su apariencia y da lugar a la demanda de transmisión subterránea, pero la limitante de este tipo de transmisión por cables subterráneos se debe a su preocupación por la alta inversión de capital inicial y tiempos de parada largos.

Los diseños de líneas compactas, junto con la aplicación de técnicas modernas para minimizar la visibilidad y el impacto ambiental, pueden cumplir con estas dos preocupaciones debido a que los diseños de líneas compactas no son significativamente más caros que las líneas convencionales , pero pueden ser diseñados y dispuestos de tal forma que el impacto visual sea aceptable . Este proceso implica no sólo el diseño de las estructuras y la selección de los conductores, sino también la colocación de este tipo de líneas a través de la consideración del terreno recientemente disponible y los métodos de selección de ruta.

Es importante tener en cuenta los aspectos psicológicos de cómo ve nuestra cultura y acepta desarrollo de la infraestructura eléctrica como un componente integral del entorno físico de la comunidad.

Las líneas compactas generalmente se localizan en zonas urbanizadas o de otro tipo ambiental o estéticamente sensibles esto ha ocasionado que el desarrollo de las propiedades suburbanas y rurales, coexistan ahora con zonas residenciales. El desarrollo de nuevas y mejoradas líneas compactas se hace más difícil en las zonas con mayor densidad, y la oposición pública es también más razonable cuando las casas o propiedades se encuentran adyacentes a la evolución de líneas propuestas.


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Las preocupaciones de la comunidad local se basan normalmente en los impactos visuales y preocupación por los valores de propiedad debido a la presencia de una línea de transmisión. La eliminación de la vegetación y la protección de los animales nativos son también temas delicados y en muchas jurisdicciones, los animales, especialmente las aves, están protegidos, y con frecuencia se requiere de permisos reglamentarios específicos para eliminar o reubicar los nidos.

Las consideraciones sociales y ambientales son a menudo los factores decisivos

sobre si la línea compacta está debidamente construida ya que estas cuestiones tienen una gran influencia en la obtención de derechos de vía.

En segundo lugar, la degradación de la configuración visual tiene repercusiones económicas y sociales de las áreas de uso de tierras adyacentes, especialmente las zonas residenciales que son sensibles al impacto visual. Estos dos conjuntos de factores económicos, así como la preocupación de la comunidad sobre el impacto visual de líneas de transmisión, impulsan la necesidad no sólo del diseño compacto, sino también la necesidad de aumentar la potencia transferida a los usuarios existentes.

Es por esto que a veces es más fácil obtener la aprobación para la actualización

de una nueva línea, que construir nuevas líneas. Sin embargo, hay limitaciones prácticas con las actualizaciones debido a la

estructura existente, y esto en última instancia, pone un límite superior a la máxima transferencia de potencia es por esto que las actualizaciones a menudo tienen una estética visual muy pobre.

Para evitar estas limitaciones, y proveer una transferencia de energía más alta con buena estética, la mejor solución es implementar líneas compactas.

La realidad es que el principal motor para la creación del diseño de una torre compacta es la necesidad de seguir ofreciendo cada vez mayores niveles de energía eléctrica en las zonas urbanas, por lo general , en los que la capacidad de establecer nuevas servicios es, si no imposible, muy caro. La compactación en una línea de transmisión se ve reflejado en un derecho de vía reducido y a menudo en estructuras muy juntas para desviarse alrededor de obstáculos en el terreno, es por eso que se debe tener un uso más eficiente de la tierra cuando se trata de obtener la aprobación para una nueva trayectoria de líneas de transmisión en las zonas donde el valor del suelo es alto. En este contexto, los diseños de líneas de trasmisión compactas, de tener éxito, hacen una vía aceptable en el sentido económico.


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MEDIO AMBIENTE

FLORA

Eliminación de la vegetación puede ser un tema sensible para la opinión pública, sobre todo en las zonas suburbanas donde predominan los terrenos con flora abundante. En muchos lugares, las regulaciones controlan cómo se puede hacer la tala y el recorte de árboles. Esta es una de las restricciones que limitan ancho del derecho de vía ya que un árbol que puede caer sobre la línea puede causar una falla en cascada de la línea en los aisladores de porcelana. El mantenimiento de la vegetación es un tema permanente de líneas compactas, debido que incluso las brisas moderadas pueden desprender ramas que caen sobre la línea y el desprendimiento del conductor puede causar choques, fallas, y/o cortos circuitos.

Figura 3.32 Estructuras que atraviesan vegetación en el trayecto de la línea de Transmisión.

Para garantizar la confiabilidad de la energía, los compromisos con la oposición

de la comunidad deben ser alcanzados, de manera que el crecimiento de los árboles se puede generar detrás de las líneas, y sea claro desde arriba de las líneas compactas.

En algunas zonas puede haber especies de plantas raras o protegidas. En

determinadas situaciones, el enrutamiento de la línea y la ubicación de las estructuras deben evitar los lugares donde nacen estas plantas, en estas situaciones, el permiso reglamentario que se aplica, deberá proporcionar una nueva ubicación de la línea.


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AVES Y ANIMALES

La reglamentación, revisión o planes de protección aviar presencian las actividades cerca de la ruta de la línea ya que esta se puede encontrar en lugares de alimentación de aves, y esto afecta la construcción, operación y mantenimiento de las nuevas líneas de transmisión. Estos requisitos reguladores pueden variar, basado en las especies de aves, federales, estatales, y las leyes provinciales, y otros aspectos ambientales del emplazamiento línea propuesta.

Debido a que las aves de rapiña y aves migratorias están protegidos en la

mayoría de los países, se crearon leyes específicas que protegen los nidos activos y algunos hábitats críticos, dependiendo de las especies de aves, la Figura 3.33 muestra un águila calva, que es una especie protegida por la Ley de Protección del águila calva en los Estados Unidos y la Ley del Tratado de Aves Migratorias.

Figura 3.33 Águila calva protegida por la Ley de Protección en los Estados Unidos.

Los nidos de aves en las estructuras de la línea compactas pueden causar una variedad de problemas de fiabilidad y mantenimiento. La contaminación fecal sobre los conductores o cadena de aisladores causan deterioros y pueden causar descargas disruptivas (ver Figura 3.34).

Figura 3.34 Deterioro De Cadena De Aisladores Por Contaminación Fecal De Aves.


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3.17 DISEÑO Y PLANIFICACIÓN DE LÍNEA

Para las líneas compactas, se requiere un enfoque de planificación integral que va más allá del diseño de la línea que incluye el diseño visual y la consulta a la comunidad para lograr una solución de estética y del medio ambiente.

Cuando se tiene una elección de la ubicación, la actividad más importante para lograr una buena estética es la selección de la ruta por donde pasara la línea de transmisión. Cuando se planifican las líneas de transmisión a través del país y más lejos de las zonas urbanizadas, se utilizan generalmente las estructuras convencionales, pero las líneas compactas funcionan mejor cerca de las zonas urbanas residenciales, rurales residenciales e industriales donde se requieren estrechos derechos de vía.

Aunque en muchos caso de objeciones locales forzan una alternativa de implementación de cable subterráneo, pero en este caso entonces el costo es de 5 a 15 veces el costo de una línea aérea compacta, por lo tanto, tiene sentido económico invertir más en el logro estético de una línea aérea compacta.

En un contexto de planificación visual, los factores de sensibilidad visual son

mejor considerados en términos de uso de la tierra y la distancia. Un ejemplo en el que la sensibilidad visual podría ser alta como resultado del uso de la tierra, sería de líneas de transmisión que atraviesan zonas urbanas. Aunque las vistas alrededor de cualquier propiedad son de 360 grados, por lo general hay una vista preferida que a menudo se llama " la vista." Esta es la vista más crítica, y la relación de la línea de transmisión compacta es fundamental para la sensibilidad y el nivel de tratamiento necesario para lograr un resultado exitoso. Aunque una línea de transmisión compacta es visible desde una residencia, la importancia visual de la misma a la propiedad varía.

Una línea de transmisión que se encuentra visible en la zona de visión principal,

ya sea desde la terraza o balcón, su impacto visual será mucho más importante que una línea en una zona de visión secundaria, es decir, una línea compacta paralela a la casa. Una línea que se encuentra en una zona de visión terciaria, el impacto visual es mucho menos importante, un ejemplo típico es que sólo la parte superior de una línea compacta es visible por encima de la copa de los árboles.

El efecto visual de una línea de transmisión se define como la interacción visual

entre la línea y el ajuste de su paisaje. El nivel de efecto visual puede ser descrito como alto, moderado o bajo. El nivel de efecto visual depende del grado de contraste y la integración que la línea de transmisión tiene con su ajuste del paisaje y el grado en el que domina el ajuste del paisaje.


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Muchos factores contribuyen o influyen en el efecto visual. Estos factores se pueden agrupar en:

Las características del paisaje

La trayectoria de la línea

El diseño de la línea

Los elementos del paisaje que influyen en la integración visual de la línea de

transmisión son la topografía y la vegetación. Por lo general, un requisito técnico para minimizar el grado de impacto visual

para las líneas compactas es evitar el uso de las transposiciones especiales ya que son por lo general desagradables.

Aunque todavía se necesita investigación para determinar los niveles aceptables de paisaje afectado por elementos tales como líneas de transmisión, es cierto que cuanto mayor es el contraste y es baja la integración visual de un elemento, menor es el porcentaje de una vista que puede ocupar. Los elementos que tienen un alto contraste y una baja integración visual tales como líneas de transmisión compactas pueden ocupar sólo una pequeña parte de la vista sin necesidad de crear un fuerte efecto visual.

La disminución del impacto visual de una localidad o una comunidad requiere

que haya una reducción en el efecto visual de la línea de transmisión o un cambio de parámetros de visualización, como se indica en la Tabla 3.4.

Tabla 3.4 Consideraciones para mitigar el impacto visual

ELEMENTOS DE IMPACTO VISUAL FACTORES QUE PUEDEN ALTERAR LOS NIVELES

EFECTO VISUAL Selección de ruta, ubicación de la vía, localización de estructuras, diseño de estructuras, estrategias de mitigación

SENSIBILIDAD VISUAL

Participación de la comunidad en la selección de rutas, la colocación de diseño de la estructura, y las estrategias de mitigación de alteración del paisaje


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3.18 CONDUCTORES Y CABLES DE GUARDA

Por lo general, las líneas compactas ejecutan únicamente distancias cortas a través de áreas sensibles, por lo general, atraviesan las zonas edificadas, lo que implica grandes requerimientos para la transferencia de alta potencia, es por esta razón que los diseñadores deben considerar el uso de conductores de alta temperatura que pueden transferir dos veces la potencia posible a través de conductores convencionales.

Menos cables son visualmente una mejor solución, por consiguiente, si los cables

de guarda pueden ser eliminados mediante el uso de descargadores y otros métodos para el control de sobretensiones, entonces se puede lograr un mejor resultado estético. En el mismo sentido, el uso de conductores individuales, es decir un conductor por fase son visualmente más atractivos que los conductores dobles o dos conductores por fase siempre que sean posibles. Por ejemplo, se pueden comparar la configuración de un conductor por fase en la figura 2.35 con la misma línea pero ahora con dos conductores por fase de la figura 2.36. En los niveles de tensión más altos, múltiples conductores se pueden seleccionar para controlar corona y sus efectos, en estos casos si se requiere la agrupación de conductores, entonces las configuraciones horizontales de conductores con espaciadores o agrupación vertical sin espaciadores pueden ser elegidas, pero en muchos casos en términos de estética, el impacto visual depende de la ubicación espectador. Para una visión lejana, la configuración horizontal tiene menos impacto ya que cada agrupación de conductores da la similitud de contener un solo conductor.

Figura 3.35 Configuración con un solo conductor por fase.


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Figura 3.36 Configuración con dos conductores por fase.

Cuando los residentes están cerca de la línea, las configuraciones verticales pueden tener un menor impacto visual, sobre todo cuando se ven desde debajo de la línea. Sin embargo, la agrupación horizontal es más común, porque hay una cierta preocupación por la agrupación vertical bajo fuertes vientos o corrientes de falla, sin embargo, esta deficiencia puede ser superada por el diseño correcto.

3.19 CONSTRUCCIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Para las líneas compactas, las distancias entre fases y las distancias de fase a tierra reducidas pueden causar algunas dificultades en las áreas de mantenimiento y construcción.

En general, cuanto mayor sea el nivel de compactación, mayor será la dificultad

del mantenimiento con línea viva. Sin embargo, se debe considerar que, a pesar de que es satisfactorio en algunos casos el corte de suministro por mantenimiento, esto sólo se hará más difícil en el futuro a medida que las redes eléctricas sean más grandes debido a la gran demanda constante. Sin embargo, los altos costos de mantenimiento pueden ser bastante aceptable para líneas compactas, ya que ellos tienden a ser de corta duración, y esto puede ser una compensación razonable para una mayor aceptación de la comunidad local y el hecho de que los costos del ciclo de vida son aún menores para la transmisión subterránea.


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La construcción de una línea área plantea los siguientes problemas de factibilidad de construcción:

Acceso.

Tipo de Fundación.

El ruido de la construcción.

Interrupción del suministro eléctrico a la comunidad local.

Para minimizar el impacto de la construcción, generalmente la línea debe estar diseñada de manera que se pueda construir con el material de construcción más ligero posible, esto ayudará a minimizar la perturbación del suelo durante la construcción. Puede haber restricciones en el acceso, es decir la entrada y salida de vehículos de carga que trasportan los materiales para la construcción de las nuevas líneas. El diseño de la cimentación debe ser tal que se facilite el tiempo de instalación para limitar la perturbación de tráfico y/o acceso de los residentes. Para ciertas actividades ruidosas o perjudiciales, el dueño de la propiedad local puede recibir una oferta de alojamiento de corta duración fuera de casa durante los trabajos de cimentación y levantamiento de la estructura.

Reducir al mínimo las interrupciones de red se está convirtiendo en un problema importante de seguridad operacional. Típicamente, la construcción de la línea debe estar dispuesta para asegurarse de que exista un circuito disponible y para las líneas de doble circuito, un circuito debe estar siempre en servicio.

MATERIALES

En general, los materiales diseñados para el aislamiento han revolucionado las líneas compactas. En esta sección se trataran los materiales para las estructuras. La elección de los materiales para cualquier estructura generalmente se determina por los requisitos de resistencia, siendo el acero el más fuerte, seguido por el cemento y luego la madera.

Postes de cemento para tamaños estándar, pueden ser utilizados para

aplicaciones de un solo conductor por fase. Para las estructuras que tienen que soportar un par de conductores, se prefiere de acero por su mayor fuerza, con la ventaja añadida de que se puede fabricar en cualquier forma.

Los postes de madera se pueden aplicar fácilmente a voltajes más bajos, con

cables de sujeción a la disponibilidad de los postes y la correcta resistencia, la durabilidad, y la altura. Las estructuras de madera por lo general tienen un tiempo de vida más corto que las estructuras de cemento o acero, y su aspecto orgánico son generalmente reconocibles solamente cerca de carreteras.


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VISION FUTURA

Se espera que las tendencias futuras de líneas compactas puedan ser:

Más interés de la comunidad y las objeciones a las líneas aéreas

Más restricciones ambientales

Más legislación y permisos requeridos

Una mayor fiabilidad y un menor número de interrupciones

Usos de nuevos materiales 3.20 CAMPO ELECTRICO Y MAGNETICO

3.20.1 INTRODUCCION

Las líneas de transmisión aéreas generan campos eléctricos y magnéticos a la

frecuencia de la red, estos campos juegan un papel importante en el diseño de línea de

transmisión y la operación.

Los campos eléctricos todavía no se han considerado en muchos aspectos de

diseño y operación, pero son importantes en términos de inducción sobre objetos

conductores cercanos a la línea, los choques causados por descargas de chispas,

interferencia con señales. Algunas jurisdicciones tienen límites de campo eléctrico, lo

que se requiere es un análisis de campo eléctrico para obtener los permisos para la

construcción de nuevas líneas o mejora de las líneas existentes.

El énfasis se ha desplazado hoy a los campos magnéticos, la inducción del campo

magnético en alambres paralelos es uno de los aspectos. La interferencia con el

funcionamiento adecuado de los monitores de ordenador es otro. Sin embargo, el

principal foco de atención está en el nivel de los campos magnéticos fuera el derecho de

vía donde la exposición a largo plazo de la gente del campo magnético y sus posibles

efectos en la salud es motivo de preocupación. La preocupación por los efectos en la

salud de la exposición a la frecuencia de los campos eléctricos y magnéticos de energía

surgió en la década de 1960 con la introducción de sistemas de muy alta tensión (MAT)

de transmisión (Kowenhoven et al. 1967). Estas preocupaciones se destacaron por un

informe de 1972 de los trabajadores rusos debido a que se enfermaban mientras

trabajaban en las subestaciones de alta tensión (Korobkova ct al. 1972). Más adelante

en la década, se publicó un informe que detalla un estudio epidemiológico relacionado

con los campos magnéticos de 60 Hz que producía leucemia infantil (Wertheimer y

Leeper 1979). Su informe provocó un masivo esfuerzo de investigación para encontrar


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respuestas a la pregunta: " ¿Pueden los campos magnéticos de frecuencia de energía del

tipo generado por líneas de transmisión tener un efecto adverso sobre la salud de la

gente?”. El campo magnético depende de la corriente de la línea y sigue siendo un

problema significativo, incluso cuando la tensión es de 220 kV o inferior.

Como resultado del énfasis en campos magnéticos, se han producido avances

significativos en el desarrollo de instrumentación para la medición de estos campos,

métodos avanzados de cálculos y técnicas para reducir los campos magnéticos. Debido

a que la construcción de nuevas líneas o la modificación de las líneas existentes están

sujetas a revisión en el proceso de reglamentación y de un intenso estudio público, el

proceso de diseño de la línea de transmisión a menudo incluye los esfuerzos para

minimizar los campos eléctricos y magnéticos relacionados con la seguridad y la

fiabilidad. Los campos eléctricos y magnéticos (EMF) son generados por cargas

eléctricas y su movimiento (corriente eléctrica).

El termino de los campos electromagnéticos se refiere a los campos eléctricos y

magnéticos que se acoplan, como en el de alta frecuencia que irradia campos cuando la

tasa de cambio (frecuencia) de estos campos es suficientemente baja, como para los

campos del sistema de potencia, EMF se pueden separar en eléctricos (relacionados a

voltajes) y campos magnéticos (relacionados a las corrientes). En este caso, la palabra

EMF debe entenderse en el sentido de campos eléctricos y magnéticos, en

contraposición a los campos electromagnéticos.

Hay un espectro de frecuencias de los campos electromagnéticos. El producto de

la frecuencia y longitud de onda de una onda electromagnética es igual a la velocidad

de propagación de la onda, el cual, en el espacio libre, es igual a la velocidad de la luz: c

=3𝑥108 m / s. La longitud de onda asociada con 60 Hz es de 5000 kilómetros y la

asociada con 50 Hz es de 6000 km.

3.20.2 CAMPO ELECTRICO

3.20.2.1DEFINICION

La magnitud y dirección de la fuerza ejercida sobre una carga eléctrica estacionaria

definen un campo eléctrico. El campo eléctrico es un vector. Si una unidad de carga

eléctrica, un culombio, esta en una unidad de campo eléctrico, un voltio por metro, se

somete a una fuerza de unidad, un newton, en la dirección del campo.

Una visualización más intuitiva de un campo eléctrico se obtiene considerando

dos placas conductoras paralelas separadas por un medio aislante, como el aire. Si se

aplica un voltaje entre las dos placas, se creará un campo eléctrico entre ellos, dirigido


68 | P á g i n a

de una placa a la otra. Si las placas son suficientemente grandes con respecto a su

separación “S”, el campo eléctrico es uniforme y su magnitud es igual a:

E =V / S

La unidad de medida del campo eléctrico es el voltio por metro (V / m).

El campo eléctrico se define por sus componentes del espacio a lo largo de tres

ejes ortogonales. Cada componente del espacio está en función del tiempo.

𝑢𝑥 ,𝑢𝑦 y 𝑢𝑧 son los vectores unitarios en las direcciones de los ejes x, y, z respectivamente, ex (t), ey

(t), y ez (t) son funciones periódicas de tiempo, y cada uno se puede expresar como la suma de los

campos eléctricos sinusoidales a la frecuencia de potencia y sus armónicos. Los campos eléctricos

de la línea de transmisión tienen muy poco contenido armónico porque voltajes son generalmente

cerca a los sinusoidales.

Por ejemplo, la amplitud de la componente a lo largo del eje x se puede escribir:

𝑒𝑥(𝑡) = √2 𝐸𝑥 sin(𝜔𝑡 + 𝛼𝑥)

𝐸𝑥 es el valor RMS (raíz media cuadrática), √2 𝐸𝑥 es la amplitud máxima, y ∝𝑥 es el

ángulo de fase de la componente de campo eléctrico a lo largo del eje x, 𝜔 = 2𝜋𝑓 , con f

siendo la frecuencia. Expresiones similares se pueden escribir para los otros dos ejes.

3.20.2.2 CAMPO ELECTRICO ELIPTICO

En un campo eléctrico creado por un sistema de tres fases, el vector .𝑒→ cambia

en magnitud y dirección con respecto al tiempo. Si el campo está representado por una

flecha anclado en un punto, la punta de la flecha describe una elipse, el " campo eléctrico

elipse”.

La elipse de campo (véase la figura 3.37) se puede caracterizar por sus ejes

mayor y menor. Cuando los ejes son iguales en magnitud la elipse se convierte en un

círculo, el campo es constante en magnitud, pero su dirección varía con el tiempo. Por

otro lado, cuando el eje menor se hace muy pequeña con respecto al eje mayor, la elipse


69 | P á g i n a

se convierte muy estrecha, hasta que finalmente se colapsa en una oscilante vectorial.

En este caso, el campo está representada por un vector con dirección constante, pero

con una magnitud que varía con el tiempo.

Cuando el vector de campo tiene una dirección constante en el espacio el campo

es " linealmente polarizado", esto ocurre, por ejemplo, en la superficie de los

conductores de línea de transmisión, en la superficie de los objetos conductores, y en o

cerca de tierra conductora.

Figura 3.37 Campo eléctrico elíptico y su variación en el tiempo.

Si el vector de campo describe una elipse, el campo es "elíptica-mente

polarizado”. Lejos de la superficie de los objetos conductores, un sistema de 50 - o 60-

Hz voltajes defasados entre sí, tales como líneas trifásicas de transmisión, generan

campos polarizados elípticamente. El grado de polarización se define por la relación

axial. La relación axial puede variar de cero a uno. Cuando la relación axial es igual a

cero, el campo es polarizado linealmente. Cuando la relación axial es igual a uno, el

campo es "polarizada circularmente."

𝐺𝑟𝑎𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑝𝑜𝑙𝑎𝑟𝑖𝑧𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛 = 𝑟𝑎𝑑𝑖𝑜 𝑎𝑥𝑖𝑎𝑙 = 𝑒𝑚𝑖𝑛𝑒𝑚𝑎𝑥


70 | P á g i n a

3.20.2.3CARACTERISTICAS ESPACIALES DEL CAMPO ELECTRICO

El campo eléctrico es perpendicular a la superficie de los cuerpos conductores. En particular, es perpendicular a la superficie de la tierra. Cuando el suelo es plano y sin objetos perturbadores, el campo eléctrico causado por una fuente distante (equipos de alta tensión, conductores de alta tensión) es vertical y relativamente uniforme. En general, sin embargo, el campo eléctrico es más bien no uniforme. Esto es especialmente cierto cerca de objetos conductores como el cuerpo humano. El campo eléctrico es perturbado en gran medida por la presencia del cuerpo.

Los efectos del campo eléctrico, tales como las corrientes y los voltajes inducidos

en los objetos, a menudo se expresan en términos del campo no perturbado, que es el campo en el lugar del objeto cuando el objeto no estaba allí para perturbarlo. Dado que los objetos conductores perturban el campo, se necesitan técnicas especiales para medidas de campo eléctrico.

3.20.2.4 ESTABILIDAD TEMPORAL DE LOS CAMPOS ELECTRICOS

Estabilidad temporal de las magnitudes de los campos eléctricos prácticamente

no tienen variaciones en el tiempo. Esto refleja el hecho de que las tensiones suelen ser

constantes, incluso cuando las cargas eléctricas son variables. Los campos eléctricos

lejos de conductores de alta tensión son muy poco afectados por el efecto corona. La

carga en el espacio generada por un conductor en condiciones de mal tiempo, cuando

el conductor tiene efecto corona, afecta a su capacidad equivalente, pero el efecto es

pequeño, en particular para un conjunto de dos o más subconductores.

3.20.2.5 CONTENIDO ARMONICO DE LOS CAMPOS ELECTRICOS

Los sistemas eléctricos de potencia y los campos eléctricos tienen poco

contenido armónico. Los campos eléctricos cerca de las líneas de transmisión tienen

generalmente una distorsión armónica total menos de 1 %. El mayor armónico es

generalmente el 5𝑡ℎ .

3.20.2.6 TRANSITORIOS DE CAMPO ELÉCTRICO

Los transitorios de tensión en líneas aéreas de transmisión causan oscilaciones

del campo eléctrico que se caracterizan por una gran velocidad de cambio del campo

eléctrico dE / dt. Transitorios del campo eléctrico se producen también en la

naturaleza, debido a los rayos.


71 | P á g i n a

3.20.2.7 OBJETOS ENTERRADOS Y FLOTANTES.

La mayoría de los objetos cerca de las líneas de transmisión pueden ser

considerados conductor con el propósito de cálculos de campo eléctrico. Los objetos

conductores incluyen automóviles, camiones, el cuerpo de las personas y los animales,

la vegetación viva, superficies húmedas, y la tierra misma. Madera muy seca, gravilla

seca, secar la ropa y los zapatos, y el suelo rocoso pueden considerarse aisladores. Los

objetos conductores que descansan sobre un suelo conductor están " conectados a

tierra “, es decir; en el potencial de la tierra, normalmente tomado como el potencial de

referencia cero. Los objetos conductores que están bien aislados del suelo se consideran

" flotantes ", debido a que sus potenciales se dan entre aisladores de potencial de tierra

y el potencial de la línea. La carga total en un objeto flotante es cero, aunque las cargas

pueden estar situados en diferentes partes de su superficie. Muchos objetos no son ni

tierra ni flotantes, porque están conectados a tierra a través de una resistencia. Esto es,

por ejemplo, el caso de los autos y camiones conectados a la tierra eléctrica a través de

los neumáticos y el pavimento seco, de personas conectadas a tierra a través de los

zapatos parcialmente conductores, y de las canaletas conectadas a tierra a través de un

aislante de madera no perfecto entre el campo eléctrico y el potencial de espacio.

3.20.3 CAMPO MAGNÉTICO

3.20.3.1 INTRODUCCION

El campo magnético a frecuencia industrial está presente en la mayor parte de

nuestro entorno, dado que las líneas de transmisión (LT) están ubicadas tanto en zonas

rurales como urbanas. Por esta razón, es de gran interés para la comunidad científica y

técnica y para algunos sectores gubernamentales analizar los efectos sobre las personas

y equipos eléctricos y electrónicos asociados a la interacción directa con campos

magnéticos. Este interés se ha reflejado en la ejecución de múltiples investigaciones y

la expedición de normas que establecen límites de exposición a campos

electromagnéticos (NIEHS EMF-RAPID Program Staff, 1999; Informe de ICNIRP, 1998).

En Colombia, por ejemplo, para personas expuestas a campos electromagnéticos, el

Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas–RETIE– (Minminas, 2008) limita la

densidad de flujo magnético a 60 Hz en 100 uT. Por otro lado, los estudios coinciden en

que para abordar el problema de campos electromagnéticos se deben considerar dos

pasos.

El primero consiste en calcular las intensidades de campo magnético generados

por las LT; en este sentido, varias publicaciones técnicas se han presentado en la

literatura. De acuerdo con Memari y Janischewskyj (1996) y Memari (2005), el cálculo

del campo magnético producido por una LT comienza con el conocimiento de su

geometría y sus condiciones de carga, luego se calcula como la suma vectorial del campo


72 | P á g i n a

magnético generado por cada conductor; este método es ideal para implementar en

programas de simulación. En Kaune y Zaffanella (1992) se presentan expresiones

analíticas para calcular el campo magnético lejano, sin embargo, no son adecuadas para

determinar el comportamiento del campo magnético cercano, por ejemplo, debajo de

la LT.

En Pettersson (1996) la expansión multipolar fue utilizada para derivar

expresiones analíticas simples de cálculo de campo magnético mediante la

identificación de vectores espaciales de dos dimensiones (2D) con números complejos;

el único problema es la confusión que se genera al utilizar los números complejos como

fasores. Filippopoulos y Tsanakas (2005) expusieron un novedoso método de cálculo

de campo magnético utilizando el doble número complejo, el cual usa dos unidades

imaginarias y permite la representación simultánea de vectores y fasores; el método es

válido para distancias lejanas y cercanas la línea. En este artículo, el campo magnético

será calculado teniendo en cuenta diferentes aproximaciones y suposiciones basadas

en las anteriores referencias, en particular aplicando las simplificaciones presentadas

en Cruz e Izquierdo (2003), de tal manera que el error sea mínimo, tanto para distancias

cortas como largas de la LT.

3.20.3.2 DEFINICIÓN

La magnitud y dirección de la fuerza ejercida sobre una carga eléctrica en

movimiento definen el campo magnético. Si una carga eléctrica se mueve en un campo

magnético, o si un campo se mueve más allá de la carga, la carga se somete a una fuerza.

Si la unidad eléctrica se mueve en una unidad de velocidad es decir, 1C (un culombio),

por 1 m/s (un metro por segundo) perpendicular a un campo magnético de un flujo

unidad de densidad, es decir, 1T (un tesla) habrá de estar sometido a una unidad de

fuerza, es decir, 1N (un newton) en una dirección ortogonal tanto a la dirección del

movimiento y la dirección del campo magnético. La cantidad descrita es la densidad de

flujo magnético, que es el flujo magnético en el área de la unidad perpendicularmente

atravesado por el flujo.


73 | P á g i n a

Figura 3.38 Campo Magnético en una Línea de Transmisión compacta.

La definición anterior, aunque correcta, no es muy intuitiva, es por esto que se

tienen definiciones más concretas que mencionan que el campo magnético son líneas

de fuerzas invisibles producidas por la corriente eléctrica en movimiento. No se pueden

bloquear, son proporcionales a la magnitud de la corriente y disminuyen conforme

aumenta la distancia desde la fuente emisora y sus unidades de medida son Gauss (G)

o Teslas (T).

El punto importante es que no hay nada único en la inmensa mayoría de líneas

compactas que impida que el diseñador utilice los métodos para el cálculo de los

campos eléctricos y magnéticos en la superficie de los conductores, para información

más detallada se puede consultar los capítulos asociados con estos temas en el “Libro

Rojo”, [AC Transmission Line Reference Book – 200 kV and Above EPRI 2005, Third

Edition].


74 | P á g i n a

3.21 EFECTO CORONA


El efecto corona se presenta cuando el potencial de un conductor en el aire se

eleva hasta valores tales que sobrepasan la rigidez dieléctrica del aire que rodea al

conductor. El efecto corona se manifiesta por luminiscencias o penachos azulados que

aparecen alrededor del conductor, más o menos concentrados en las irregularidades de

su superficie.

Figura 3.39 Efecto corona en el aislador en una línea de transmisión.

La descarga va acompañada de un sonido silbante y de olor de ozono. Si hay

humedad apreciable, se produce ácido nitroso. La corona se debe a la ionización del

aire. Los iones son repelidos y atraídos por el conductor a grandes velocidades,

produciéndose nuevos iones por colisión. El aire ionizado resulta conductor (si bien de

alta resistencia) y aumenta el diámetro eficaz del conductor metálico.

En las líneas de transmisión, el efecto corona origina pérdidas de energía y, si

alcanza cierta importancia, produce corrosiones en los conductores a causa del ácido

formado.

El efecto corona es función de dos elementos: el gradiente potencial en la

superficie del conductor y la rigidez dieléctrica del aire en la superficie, valor que a su

vez depende de la presión atmosférica y la temperatura.

En un campo uniforme, a 25 °C y 760 mm de presión, la ionización por choque

aparece al tener un valor máximo de 30 kV/cm, que corresponde a 21.1 kV/cm

sinusoidal. En el caso de las líneas aéreas de transmisión de energías, se ha demostrado

que el fenómeno depende del radio del conductor. El valor del gradiente de potencial

para el cual aparece la ionización en la superficie del conductor se llama gradiente


75 | P á g i n a

superficial crítico y varios investigadores indican que vale:

g0 = 30(1 – 0.7 r) kv/cm eficaz

Donde r es el radio del conductor en cm. Existen fórmulas que nos suministran

este valor en función de la presión barométrica y la temperatura ambiente. Pero estas

fórmulas sirven para conductores de sección circular y perfectamente lisa. Los

conductores de líneas aéreas están formados por varios alambres cableados y

enrollados en hélice y tienen raspaduras propias de su fabricación e instalación. Esto

hace aumentar el gradiente crítico, por encima de las estimaciones teóricas.

Los fenómenos descriptos en forma somera hasta aquí, nos permiten afirmar

que la superficie de un conductor libera iones de ambos signos. Como la tensión es

alterna, algunos son atraídos hacia el conductor, conforme su polaridad en el momento

en que se considere mientras que otros, son rechazados y se alejan hacia moléculas

neutras para formar iones pesados. Los que se alejan, debido a que disminuye el

gradiente. Al cambiar la polaridad del conductor se reinicia la ionización por choque.

El gradiente eléctrico en la proximidad del electrodo es mayor, y si este

gradiente o la tensión eléctrica son suficientemente altos, los electrones en el aire

alrededor del conductor se ionizan y las moléculas de gas así como los electrones

producidos por esta ionización producirán una descarga. Si se forma un electrón

adicional en este gradiente por algún proceso desde el electrón original, este proceso

secundario forma una nueva descarga, es entonces que la descarga por efecto corona se

desarrolla.

El efecto corona depende de varios factores entre los más importantes se encuentran:

Tensión de la línea: mientras la tensión de operación sea mayor el gradiente

eléctrico que rodea a los cables es mayor y por consecuencia el efecto corona es

de más intensidad.

Diámetro del conductor: A medida que el diámetro aumenta, la tensión

electrostática entre los conductores disminuye.

Humedad relativa de la torre: con una humedad relativa alta, en especial cuando

se presenta lluvia y niebla se incrementa de forma considerable el efecto corona.

Superficie de los conductores: cuando existen impurezas, rugosidades e

irregularidades en la superficie del conductor el efecto corona aumenta.

Número de conductores: entre mas conductores existan en la línea, menor será

el campo eléctrico que lo rodea y por consecuencia el gradiente eléctrico

provoca que el efecto corona sea menor.


76 | P á g i n a

El efecto corona genera consecuencias negativas en las líneas de trasmisión, como son:

Se generan pérdidas en forma de calor.

Se generan oscilaciones electromagnéticas de alta frecuencia que se

transmiten en toda la línea y provocan perturbaciones de radio y

televisión en sus alrededores.

Cuando aparece el efecto corona en las líneas de transmisión se pueden generar

diferentes descargas, las cuales pueden ser:

Descarga de puntas: aparecen cuando es incrementado el gradiente

superficial, se mide una ligera pérdida de energía.

Descarga o corona de transición: se crea una luminosidad en las partes

defectuosas o rugosas del cable, además de un ligero ruido.

Corona luminiscente: aparece una luminiscencia en forma de halo

alrededor de todo el conductor además de que se percibe un olor

característico a ozono.

Ventajas:

El área alrededor del conductor se vuelve conductora debido a la formación de

corona. Se crea un diámetro más grande virtual del conductor. A medida que el

diámetro aumenta, la tensión electrostática entre los conductores disminuye.

El Efecto Corona reduce la sobretensión creadas por maniobra o descargas

atmosféricas. Cuanto mayor es el voltaje aplicado mayor es la corona creada,

por eso cuando una sobretensión ocurre se forma la corona y esta va a absorber

la energía adicional mediante la creación de resplandor violeta, ruido y chispas.

Desventajas:

Se reduce la eficiencia de transmisión.

El ozono creado por esta causa efecto de corrosión en los conductores.

Debido a la caída de tensión se produce un efecto corona no sinusoidal a través

de la línea. Esto puede causar interferencia inductiva con líneas de comunicación

vecinas.

El efecto corona se puede reducir por los siguientes métodos:

Aumento de la sección del conductor: Si aumentamos la sección del conductor el

valor del gradiente de potencial se incrementará. Para crear el efecto corona se

requerirá de una mayor tensión de línea.


77 | P á g i n a

Aumento de la separación entre conductores: el efecto corona puede ser

eliminado mediante el aumento de la separación entre los conductores. Debido

a que el aumento de la separación ocasionará que se requiera de una mayor

tensión de línea para crear el efecto corona.

Otra forma de evitar el efecto corona es utilizar conductores en haz, es decir,

varios conductores por fase. De la fórmula del radio equivalente se ve que se puede

aumentar el radio equivalente aumentando el número de conductores por fase. Esto es,

en general, más económico que aumentar la sección del único conductor, ya que en este

caso se puede disminuir la sección de los sub conductores a medida que se agregan. Sin

embargo, igual la línea queda sobredimensionada en ampacidad pero no tanto como

cuando se utiliza solo un conductor.

Para detectar la aparición del efecto se instalan cámaras térmicas especiales que

permiten ver la aparición del efecto a niveles inferiores que el ojo y oído humano. Para

evitar el efecto, se aumenta la superficie de los conductores expuestos, o se les diseña

con superficies curvas para evitar la concentración de cargas en las puntas.

3.21.2 FACTORES QUE INFLUYEN EN EL EFECTO CORONA.

RUIDO AUDIBLE

El ruido audible producido por la corona durante el mal tiempo, en particular

mientras llueve o al terminar de llover, puede ser un parámetro de diseño importante

para líneas de transmisión de alta tensión. El ruido audible tiene dos componentes: uno

de ruido aleatorio y un zumbido de baja frecuencia, producidos cada uno por diferentes

mecanismos físicos. El componente de zumbido está relacionado estrechamente con la

pérdida por corona de la línea y el componente aleatorio no lo está. De estos dos, la

causa más frecuente de molestias es el ruido aleatorio y es éste el que se calcula y se

compara con los criterios de aceptación.

RUIDO PRODUCIDO EN RADIO Y TELEVISIÓN

La interferencia electromagnética, que procede de las líneas aéreas de energía,

la producen dos fenómenos: descargas eléctricas completas en separaciones pequeñas

(microchispas) y descargas eléctricas parciales (corona). Las fuentes del tipo de

entrehierro se presentan en aisladores, en los herrajes de la línea y en equipos

defectuosos y son un problema de construcción y mantenimiento más que una

consideración de diseño. Son los fenómenos que ocasionan aproximadamente el 90%

de las quejas por ruido y pueden localizarse y eliminarse cuando ocurren. La corona


78 | P á g i n a

que se produce en los conductores y herrajes se considera durante la fase de diseño. En

una línea diseñada correctamente, el ruido por corona de los conductores rara vez da

lugar a quejas, excepto tal vez en zonas de señal débil.

La especificación de herrajes “libres de corona” es importante para eliminar esa

fuente de interferencia electromagnética y cobra especial importancia cuando las líneas

se construyen con espaciamientos más cerrados y campos eléctricos resultantes más

intensos en los herrajes. Las abrazaderas de conductores y otros accesorios, que eran

aceptables a los espaciamientos tradicionales entre fases, pueden no ser adecuados

para líneas compactas.

Para las líneas de corriente alterna, el ruido en radio y televisión son funciones

del tiempo atmosférico. El ruido de tiempo regular puede ser significativo y varía con

la estación, la velocidad del viento y la presión barométrica.

El ruido audible, la interferencia electromagnética, y las pérdidas por efecto

corona son causados por una descarga parcial llamado descarga corona y se presenta

en la superficie del electrodo ya sea conductores o aisladores en las líneas.

Normas que reglamentan el efecto corona:

IEEE std 539 – 1979 reconocida por la ANSI: esta norma da la definición de los

diferentes términos relacionados con el efecto corona (Gradiente, tipo de

corona, comunicaciones, medidas, propagación, etc.)

IEEE std 539 – 1990.

IEEE std. 400 – 1990: esta norma define los términos relacionados con el efecto

corona y campo magnético sobre líneas aéreas.

ANSI-IEEE C37:34: esta norma se refiere a las pruebas realizadas como

switcheo, pruebas a equipos, precauciones, etc.

En el caso de los conductores de línea de transmisión, se cree que el proceso

secundario importante es la eyección de electrones de las moléculas de gas por la luz

ultravioleta de alta energía (fotoionización) generada por las descargas originales. Se

ha encontrado por varios investigadores que el ruido audible y la interferencia

electromecánica generado cuando el conductor se encuentra en potencial positivo es

significativamente mayor de lo que es cuando el conductor está a potencial negativo. En

el caso de un conductor de línea aérea positiva, el cátodo está tan lejos que la emisión

de cátodo no tiene ninguna consecuencia, y el proceso secundario existente en este caso

es fotoionización del gas.


79 | P á g i n a

Para una discusión a fondo sobre el mecanismo y la física de descargas por efecto

corona, se remite al lector al Capítulo 8 de EPRI (2005), " Corona y descarga Gap

Fenómenos "debido que el objetivo de este capítulo no es duplicar el material en esa

referencia.

3.21.3 EFECTOS CORONA EN EL CONDUCTOR

El parámetro más importante que influye a los fenómenos del efecto corona del

conductor es el campo eléctrico en la superficie del mismo, es por esto que es

importante que el cálculo de campo eléctrico sea con precisión. El diámetro del

conductor, número de conductores, la altura de los conductores por encima del suelo, y

la distancia entre las fases afecta el gradiente de superficie del conductor, pero la altura

de los conductores sobre el suelo no es constante a lo largo de un tramo, entonces para

los fines de los cálculos de los fenómenos por efecto corona, es habitual considerar una

altura media igual a la altura mínima más de un tercio de la flecha. Esta aproximación

da los resultados más precisos.

Además, muchas líneas compactas se basan en derechos de vía reducidos, por su

localización cerca de las residencias. Como es bien conocido, la actividad del efecto

corona de las líneas de corriente alterna de alto voltaje es más alto durante el mal

tiempo. En algunas partes del mundo donde llueve mucho, los servicios públicos han

hecho esfuerzos para mantener el ruido audible en niveles bastante bajos. En otras

partes del mundo donde es muy seco, el ruido audible es una preocupación menor, pero

en épocas de lluvia el radio del ruido audible debe ser considerado, especialmente en

las zonas rurales, donde la intensidad de la señal de las estaciones de frecuencia AM

puede ser relativamente débil.


80 | P á g i n a

CAPITULO 4._ AISLAMIENTO Y BLINDAJE EN LAS LINEAS DE TRANSMISION COMPACTAS

4.1 EL CONCEPTO DE AISLAMIENTO EN LOS SISTEMAS ELECTRICOS DE

TRANSMISION

En los sistemas eléctricos los elementos predominantes son las líneas de

transmisión y las subestaciones eléctricas, para fines de diseño, es decir

dimensionamiento eléctrico y protección contra sobretensiones por rayo y maniobra

de interruptores se deben considerar aspectos relacionados con el tipo de aislamientos

de los transitorios electromagnéticos. Para esto los aislamientos se pueden dividir de

acuerdo a su comportamiento ante estos transitorios en dos categorías:

Aislamientos autorrecuperables.

Aislamientos no recuperables.

4.2 AISLAMIENTOS AUTORRECUPERABLES

Se denominan así a aquellos aislamientos que cuando se produce una

sobretensión que produce flameo o arco eléctrico recuperan por si mismos sus

características dieléctricas después que pasa por el transitorio. Dentro de esta categoría

de aislamientos se encuentran la mayoría de aislamientos externos a base de porcelana,

vidrio o algunos polímeros, como por ejemplo: las cadenas de aisladores de las líneas

de transmisión y subestaciones eléctricas de potencia, transformadores de corriente o

de instrumento, interruptores, aisladores de cuchillas desconectadoras, aisladores de

soporte entre otros.

En este tipo de aislamientos se determina de forma experimental cual es la

tensión de ruptura dieléctrica del 50% de probabilidad de ocurrencia y a partir de este

valor se establece el criterio de diseño.

Figura 4.1. Cadena de aisladores autorrecuperable (porcelana).


81 | P á g i n a

4.3 AISLAMIENTOS NO RECUPERABLES

Esta categoría de aislamientos corresponden a aquellos que cuando por motivo

de una sobretensión se produce una falla dieléctrica (perforación), este tipo de

aislamientos no recuperan sus condiciones por si mismos es decir quedan dañados, de

modo que requieren una reparación para restaurarlos.

Dentro de la categoría de los no recuperables se encuentran los aislamientos

internos de las máquinas y equipos eléctricos como generadores, transformadores de

potencia, transformadores de instrumento, bancos de capacitores, reactores en aceite,

cables de potencia, entre otros.

Debido a la condición de ser aislamientos no recuperables en las instalaciones

eléctricas, se adaptan dispositivos de protección para limitar o evitar el daño por

sobretensiones. Tanto para los aislamientos autorrecuperables como para los no

recuperables se adoptan pruebas de laboratorio para verificar su condición o bien para

fines de diseño.

Figura 4.2 Aislamiento de cable de potencia perforado (no recuperable).

4.4 PRUEBAS A AISLADORES

Existen 3 tipos de pruebas aplicables para los aisladores y según sea la aplicación

se agrupan en:

Pruebas de prototipo._ Son pruebas que se aplican a nuevos diseños de equipos

y componentes de las instalaciones y tienen como propósito verificar que se

cumpla con los criterios de diseño adoptados.

Pruebas de rutina._ Estas pruebas como su nombre lo indica son pruebas que se

aplican a equipos ya diseñados y sirven para verificar que cumplan con sus

valores de placa o de diseño, como por ejemplo: las pruebas de vacío en

transformadores, pruebas de medición de impedancia, entre otras.


82 | P á g i n a

Pruebas de puesta en servicio._ Estas pruebas son aquellas que se aplican a los

equipos en el sitio de la instalación y sirven para verificar que no hayan sufrido

daños durante su traslado o por ejemplo, en el caso de los transformadores que

se transportan sin aceite, verificar que después del proceso de llenado cumplan

con sus características dieléctricas. Dentro de esta categoría de pruebas se

encuentran: la verificación de resistencia de aislamiento a equipos, cables,

tableros, maquinas, entre otros.

Dentro de las llamadas pruebas de prototipo y de rutina existen algunas pruebas

que se denominan “Pruebas destructivas” debido a que cuando se aplican se corre el

riesgo de que los equipos se dañen permanentemente tanto en la aplicación de

sobretensiones que producen esfuerzos térmicos y dinámicos, como por la aplicación

de sobretensiones que producen esfuerzos dieléctricos. Tanto en diseños nuevos como

en desarrollo de diseños de equipos e instalaciones se aplican pruebas destructivas, en

el primer caso con carácter experimental y en el segundo de verificación de

características de diseño, estas pruebas cuando se aplican en alta tensión a los

aislamientos autorrecuperables permiten el desarrollo de nuevos sistemas o

geometrías, tal es el caso de las siluetas para líneas de transmisión de los marcos o

estructuras, para subestaciones eléctricas en aire o el desarrollo de aisladores

poliméricos.

En los aislamientos no recuperables son destructivas para fines de diseño del

aislamiento en líneas de transmisión y subestaciones eléctricas se acostumbra a aplicar

pruebas de simulación de sobretensiones por rayo, por maniobra de interruptores (a

partir de 220 kV) y a la frecuencia del sistema (60 Hz), estas pruebas son denominadas

“pruebas de impulso por rayo”.

Las no destructivas son las que permiten determinar características o estado de

un aislamiento como es el caso de la prueba de descargas parciales y a partir de esto

definir su condición o respuesta a los transitorios.

Para la coordinación de aislamiento que se conoce como “La correlación entre

los esfuerzos dieléctricos aplicados y los esfuerzos dieléctricos resistentes”, se

establece esta diferencia para determinar los criterios de protección contra las

sobretensiones.


83 | P á g i n a

En el caso de los aislamientos no recuperables las tensiones de aguante se

aplican de acuerdo a los criterios de norma, ya que estas pruebas son de tipo

destructivo, en cambio para los aislamientos autorecuperables es posible manejar los

resultados de prueba con criterios probabilísticos. En ambos casos, las tensiones de

aguante se determinan o verifican para:

Sobretensiones por rayo o de frente rápido.

Sobretensiones por maniobra de interruptores o de frente lento.

Sobretensiones a la frecuencia del sistema (60Hz).

La respuesta de los aislamientos a cada tipo de sobretensión es distinta y por

esta razón se establecen como pruebas de prototipo y en algunos casos como pruebas

negociadas entre comprador y vendedor.

Los equipos de prueba para estas sobretensiones son:

El transformador en cascada para las pruebas de sobretensión a 60 Hz.

El generador de impulso (para ondas de rayo y maniobra).

50%

segt f 2.1

segtc 50

)( segt

Figura 4.3 Onda de impulso

por rayo o frente rápido.

V

50%

segt f 250

segtc 2500

)( segt

Figura 4.4 Onda de

impulso por maniobra o

frente lento


84 | P á g i n a

La onda de frente rápido y de frente lento se producen en los llamados generadores de

impulso, que esencialmente son circuitos R-C con capacitores que se cargan en paralelo

a través de resistencias y se descargan en serie también por medio de resistencias. Las

resistencias de carga regulan el tiempo de frente con la constante de tiempo del circuito

R-C y las de descarga el tiempo de cola.

Figura 4.5 Generador de impulsos

Lo que hace el generador de impulso de onda de rayo es reproducir la onda de

sobretensión por rayo, de manera que superpone dos ondas exponenciales.

Figura 4.6 Ondas exponenciales

e-at

e-bt

V

t

Objeto en prueba

Cable coaxial

Osciloscopio

Alimentación de C.A.


85 | P á g i n a

)()( btat eeKtV

k= constante que depende del tipo de onda de impulso.

a y b = constantes que dependen de los valores de R y C para carga y descarga

respectivamente.

Figura 4.7 Circuito simplificado

En el caso de los aislamientos autorecuperables, las pruebas dieléctricas sirven

principalmente para establecer criterios de dimensionamiento dieléctrico en las

instalaciones. Estos aislamientos por encontrarse en aire se ven afectados por los

siguientes factores:

Densidad relativa del aire (presión barométrica, temperatura).

Contaminación aérea.

Humedad.

Para los aislamientos autorecuperables se desarrolla la metodología de

dimensionamiento dieléctrico en base a métodos probabilísticos, esto es posible gracias

a la capacidad de recuperación de las propiedades dieléctricas. Si se designan como VT

los voltajes de prueba y VN los voltajes de aguante, entonces la probabilidad de que un

voltaje de aguante sea menor que el voltaje de prueba es:

)()( TNT VVPVF


86 | P á g i n a

La función de densidad probabilística es:

T

TdV

fdFVVf

)()(

Generalmente, esto es aplicable a Gaps o entrehierros que se usan en las pruebas

de alta tensión como valores de referencia, una configuración de estos gaps

corresponde a la llamada “punta – placa”.

Figura 4.8 Esquema de prueba “Punta-Placa”.

Para pruebas con este tipo de electrodo y distancias suficientemente grandes

entre punta y placa, la distribución probabilística corresponde a una distribución

normal de Gauss cuya función es

z z

T dzeVF

2

2

1

2

1

VVz i

Cable coaxial

Osciloscopio

Alimentación de C.A.

d

Punta

Placa

0.6

1.2

1.0

3/8


87 | P á g i n a

Donde:

z = variable normalizada

Vi = valor de prueba cualquiera

V = valor medio

= desviación estándar

n

VVz

n

V

V

i

n

i

i

2

1

Cuando se hace una prueba para determinar lo que se conoce como la tensión

crítica de flameo (VCF) o voltaje de 50% de probabilidad de flameo (V50%) se aplican

por cada uno de los niveles de voltaje que se fijan:

n = número total de pruebas

De valores de cresta:

nKVVVV TKTTT ,,.........2,1;,........,,, 321

De estos n valores de prueba, se pueden presentar 𝑛𝑘 fallas o flameos, de modo

que en una prueba para un aislamiento autorecuperable solo se tienen dos

posibilidades:

Soporte del voltaje de prueba (w) Flameo o falla (F)


88 | P á g i n a

La probabilidad de falla para un voltaje es:

n

nV K

TK

Figura 4.9 Curva de distribución acumulativa. Figura 4.10 Curva de distribución normal.

A partir del concepto de tensión crítica de flameo o de 50% de probabilidad de

falla, se establecen los valores de tensiones de aguante o nivel básico de aislamiento al

impulso (NBI) que se establecen como valores teóricos para una distribución de Gauss

normal.

4.5 RENDIMIENTO ELÉCTRICO DE LOS AISLADORES

Se proporciona información para el diseño del aislamiento de una línea de

transmisión compacta, con respecto a la tensión continua y a la frecuencia industrial

aplicado a la misma en condiciones normales del sistema. El capítulo también cubre

dimensionamiento, selección y aplicación de aislantes. (El capítulo no incluye los

aspectos mecánicos para la selección del aislante).

La magnitud de la tensión continua puede variar un poco con el tiempo, pero es

por lo general dentro de +/- 5 % de la tensión nominal del sistema operativo. En algunos

sistemas, la variación puede ser tan alta como +/ - 10 %. Las condiciones del sistema

temporales anormales podrían ser cuando existe una falla de fase a tierra, esto puede

dar lugar a un aumento en la tensión a una frecuencia industrial. La magnitud de estas

50%

Probabilidad

de no falla

Probabilidad de

Falla o flameo

Probabilidad

(%)

VT(kV) V50% V50%


89 | P á g i n a

sobretensiones temporales, es altamente dependiente de la configuración del sistema

y, en particular, en el sistema de conexión a tierra. Para los sistemas de puesta a tierra

eficaz, se limitan generalmente a 1.4 p.u. de la tensión de funcionamiento normal, y en

los sistemas a tierra no efectiva, puede ser tan alta como 1.73 p.u.

El aislamiento de la línea debe soportar tanto la tensión continua como las

sobretensiones temporales sin ningún tipo de efectos adversos y en todas las

condiciones ambientales.

Para las líneas de transmisión compactas, al igual que para las líneas

convencionales, las distancias mínimas de aislamiento por ejemplo, (espacios libres y

las longitudes de aisladores), normalmente son dictadas por distintos requisitos dados

por la frecuencia. El poder de los relámpagos es normalmente el factor dominante para

las líneas inferiores a 245 kV, para tensiones del sistema por encima de 245 kV, el

diseño de sobretensiones de conmutación se hace cada vez más importante a medida

que aumenta de tensión del sistema. Para las líneas compactas, las sobretensiones de

conmutación pueden ser más importantes que en los diseños de las líneas tradicionales,

debido al espaciamiento de fase. Esto es importante especialmente en aquellos casos en

los que las líneas existentes se actualizan para operar a un voltaje más alto. El diseño

de la energía de frecuencia de las líneas compactas sólo es dominante en casos

excepcionales, como en áreas con altos niveles de contaminación o de las condiciones

del hielo graves.

4.6 CONFIGURACIONES DE LOS AISLADORES EN LAS LÍNEAS DE

TRANSMISION COMPACTAS

Los aisladores normalmente consisten de un cuerpo aislante con uno o más

equipamientos. Los cuerpos aislantes tradicionalmente se han hecho de porcelana o

vidrio templado, pero con el desarrollo de los aisladores compuestos, el cuerpo aislante

también pueden consistir en una barra de plástico reforzado con fibra (FRP) que está

cubierto por una carcasa de caucho para proporcionar la distancia de fuga necesaria y

para proteger la varilla del medio ambiente.

La IEC nombra a los aisladores de acuerdo al material del que está fabricado el

cuerpo aislante (véase la figura 4.11). Los criterios se producen, ya sea para el vidrio y

la cerámica, o para aisladores poliméricos. Los aisladores poliméricos otra vez se

pueden subdividir en resina y en los diferentes tipos de aisladores compuestos.

Todas las líneas de transmisión con aisladores poliméricos se pueden clasificar

de acuerdo a la IEC (IEC 2005). Sin embargo, otro tipo de aisladores se utilizan a

menudo en la industria, tales como aisladores no cerámicos (NCI).

NOTA: Los aisladores de resina no se utilizan en los niveles de voltaje de transmisión.


90 | P á g i n a

La figura 4.11 muestra algunos tipos de aisladores para cada familia de aislante.

Cabe señalar que la convención de nomenclatura varía entre las diferentes autoridades

estándares.

Figura 4.11 Tipos de aisladores utilizados en las líneas de transmisión aéreas.

Las aplicaciones típicas de los aisladores en las líneas de transmisión se muestran en la

figura 4.12:

Figura 4.12 Ejemplos de diferentes aisladores.


91 | P á g i n a

Los aisladores I-suspensión, V-suspensión y Tensado al final de la línea

generalmente están diseñados para eliminar eficazmente la carga de torsión de los

aisladores en las barras largas en posiciones de tensión. Las barras largas tienen una

baja resistencia a la torsión, y se requiere relativamente poca rotación para romper las

fibras exteriores de la barra de fibra de vidrio.

Los aisladores poste de línea (Figure 4.12e), compuestos de porcelana, pueden

soportar cargas de compresión en cierta medida, incluso las cargas de tensión. Los

tamaños de las barras son, por lo tanto, más grandes que los de los aisladores utilizados

en el mismo nivel de tensión. Estos aisladores normalmente pueden utilizarse con una

tensión del sistema de 230 kV. Por encima de este nivel, es necesario el uso de

aisladores V-horizontales (Figura 4.12f), para obtener una estructura mecánica más

rígidas y así poder soportar los conductores.

Las barras largas también se utilizan en aplicaciones de los aisladores separador

de fase (Figura 4.12d). Estas aplicaciones necesitan una consideración especial, ya que

los aisladores pueden estar sujetos a fuerzas de compresión debido al movimiento del

conductor.

Los aspectos eléctricos pertinentes que influyen en la elección de los aisladores

y los conjuntos de aisladores utilizados en las líneas compactas son:

El movimiento del conductor se limita a la torre para obtener distancias de

aislamiento bien definidas mediante la utilización de conjuntos de aisladores

rígidos como los V-suspensión o los postes de línea.

El uso de conjuntos de aisladores inclinados u horizontales mejora el

rendimiento de la contaminación y el hielo en la línea.

La selección de aisladores con propiedades superficiales pueden reducir el

riesgo de flameos contaminantes.

4.6.1 AISLADOR DE POSTE

Los aisladores de poste se utilizan normalmente en los sistemas de voltaje de 230 kV o

menos.

Los aspectos especiales relacionados con este tipo de estructuras son:

Los campos eléctricos a lo largo de estos aisladores son relativamente bajos.

Estos aisladores por lo general no requieren anillos adicionales para las


92 | P á g i n a

tensiones del sistema menores de 230 kV. En las líneas compactas la separación

de las fases son muy ajustadas, y por ello los anillos pueden ser requeridos en

tensiones del sistema tan bajos como 161 kV.

En algunas configuraciones las torres que utilizan aisladores cortos pueden ser

propensas a fallas relacionadas con las aves.

Las configuraciones que utilizan postes verticales pueden ser propensas a

rupturas por hielo.

Los postes verticales pueden tener un rendimiento de contaminación bajo en

comparación con las horizontales.

Los aisladores horizontales pueden mostrar cierta curvatura debido a las

fuerzas mecánicas.

4.6.2 AISLADOR V-HORIZONTAL

Los aisladores V-Horizontal se utilizan normalmente en los sistemas de

tensiones superiores a 230 kV.

Los aspectos especiales relacionados con los aisladores V-Horizontal son:

Existen algunas configuraciones de torres que utilizan aisladores cortos y están

propensos a fallas relacionadas con las aves

Los campos eléctricos a lo largo del aislador son relativamente bajos debido a

que los accesorios metálicos de los extremos de estas unidades son

normalmente grandes debido a los requisitos de resistencia mecánica. Los

aisladores por lo general no requieren anillos adicionales sobre las tensiones del

sistema menores de 230 kV.

La distancia más corta es a menudo desde el anillo a la torre. La longitud del

aislante puede tener que ser ajustada para asegurar que el rayo mínimo y los

requisitos de espacio se cumplen. También este dispositivo debe ser diseñado

para ser capaz de soportar arcos de energía.


93 | P á g i n a

4.6.3 AISLADOR SEPARADOR DE FASE A FASE

La experiencia operativa con los aisladores separadores de fase a fase está limitada, y

los diseños no dependen de un amplio uso de tales espaciadores. Sin embargo, los

separadores de fase a fase pueden requerirse en largos tramos de las líneas

convencionales o líneas compactas para controlar el movimiento del conductor o para

limitar el movimiento del conductor debido a las fallas directas. Los separadores

aplicados a una línea compacta están sujetos a un esfuerzo eléctrico más alto y a fuerzas

generalmente más altas en condiciones de falla.

Para el diseño de los aisladores separadores de fase, las siguientes pautas generales

pueden ser:

El rendimiento de Contaminación: La misma distancia de fuga específica

unificada puede ser utilizada como para el aislamiento de fase a tierra. Esto

significa que la distancia real de la línea de fuga será más larga que la del

aislamiento de fase a tierra por un factor de la raíz cuadrada de tres.

El campo eléctrico: El campo eléctrico a lo largo del aislante debe ser evaluado

cuidadosamente para asegurarse de que cae dentro de los valores

recomendados.

Finalmente además de las alternativas tradicionales de porcelana, que tienden a ser

muy pesada para la aplicación de separadores, un número de opciones de aisladores

compuestos están disponibles comercialmente.

Tabla 4.1 Comparación de la distancia de fuga específica y la distancia de fuga

especifica unificada.

Clase de contaminación de acuerdo a la severidad

Distancia especifica de fuga [mm/kV fase-fase]

Distancia especifica de fuga unificada [mm/kV fase-tierra]

0. Muy Ligero 12 21

1. Ligero 16 28

2. Medio 20 35

3. Fuerte 25 44

4. Muy Fuerte 31 55


94 | P á g i n a

4.7 RENDIMIENTO DE LOS AISLADORES

El rendimiento de los aisladores con respecto a la contaminación es el aspecto

más importante en el diseño del aislamiento de frecuencia de la energía. Esto se vuelve

aún más importante en las líneas compactas que requieren los aisladores más cortos

que los normales.

Los factores importantes que influyen en el rendimiento de los aisladores con

respecto a la contaminación son:

El tipo de condiciones contaminantes.

La longitud del aislador.

La distancia de fuga del aislador.

La gravedad de la contaminación.

Las propiedades de la superficie del material aislante.

4.8 TIPOS DE CONTAMINACION

El rendimiento de los aisladores con respecto a la contaminación se puede

describir en términos de dos tipos de contaminación:

La contaminación pre-depositada o contaminación sólida.

Esta contaminación se deposita en el aislador en el estado seco cuando es

esencialmente no conductor (por ejemplo, las sales de carretera). Las líneas

compactas a menudo se encuentran a lo largo de las carreteras, donde una especial

preocupación es la contaminación por la sal del camino.

Durante condiciones humectantes, la parte activa de la contaminación se

disuelve en la capa de agua sobre la superficie del aislador, y esto produce la

formación de una capa de superficie conductora. Si la conductividad es lo

suficientemente alta, la actividad eléctrica resultante puede conducir a la

inflamación generalizada.

La contaminación instantánea o contaminación líquida.

El componente activo de la contaminación líquida ya está disuelto cuando se

deposita sobre la superficie del aislador. Algunos ejemplos típicos son: agua salada,

los gases en solución, tales como SO2 (Dióxido de azufre), H2S (Ácido sulfhídrico),

NH3 (Amoníaco) o cerca de las plantas químicas. La contaminación del líquido por

lo general contiene un poco o nada de contaminantes no solubles. La contaminación


95 | P á g i n a

instantánea o liquida se produce en las zonas costeras que están expuestas a la sal.

Por ejemplo, las condiciones de niebla salina pueden dar lugar a una acumulación

significativa de contaminación en la superficie de los aisladores debido al efecto de

calentamiento de la corriente de fuga. Sin embargo, estos ejemplos pueden ser útiles

para describir de manera general las condiciones que son las más propensas a

resultar en una descarga disruptiva.

Los contaminantes secos depositados pueden ser descritos en términos de dos

componentes distintos:

Contaminación soluble.- Es cuando se disuelve en agua y se forma una solución

conductora. Algunos ejemplos incluyen la sal iónica, tales como la sal del mar, el

yeso, el sulfato de calcio, u otros componentes, tales como cenizas volantes y

cemento.

Contaminación no soluble.- Es la que reduce la tensión de descarga del aislador

debido a la retención de agua y la influencia que resulta en la formación de la

capa conductora. La contaminación no soluble también pueden ser sustancias

aceitosas o grasosas que pueden mejorar las características de flameo en los

aisladores.

4.9 VOLTAJE DE FLAMEO EN FUNCION DE LA LONGITUD DEL AISLANTE

En general se acepta que existe una relación lineal entre la tensión de flameo y

la longitud del aislante a una gravedad específica de la contaminación del sistema en

tensiones de hasta 500 kV. Como resultado de ello, es habitual expresar la descarga

disruptiva o soportar la fuerza de aisladores en tensión por unidad de longitud de los

aisladores. Generalmente se utilizan dos conceptos:

1. Flameo gradiente, que se expresa como la descarga disruptiva.

2. Flameo unificado con distancia de fuga específica, que se expresa como la línea de

fuga total o la distancia del aislador dividido por la descarga disruptiva.


96 | P á g i n a

4.10 PROPIEDADES DE SUPERFICIE DE LOS AISLADORES

Los flameos por contaminación en los aisladores también se ven influidos

significativamente por las propiedades de la superficie del material aislante, o de la

cubierta del aislante en el caso de aisladores compuestos. Las propiedades de la

superficie pueden afectar a la acumulación de contaminación de la siguiente manera:

Las superficies lisas acumulan menos contaminación que las ásperas.

Las superficies secas retienen menos contaminación que las húmedas.

Los aisladores de goma de silicona, debido a la presencia de los aceites de

silicona, recogen más contaminantes que las superficies de cristal o de cerámica.

Además, el nivel de la superficie influye en el desarrollo de la descarga disruptiva

a través del aislador.

4.11 RENDIMIENTO DE LOS AISLADORES BAJO CONDICIONES DE

CONGELACIÓN

La combinación de contaminación en el aislante y la acumulación de hielo en

temperaturas bajo cero crean condiciones particularmente severas para los aisladores.

La mayoría de los problemas se producen en las líneas de transmisión que se

encuentran cerca de las fuentes de sal, como el mar o vías rápidas urbanas.

Las condiciones de congelamiento pueden conducir a flameos de varias maneras

diferentes:

En condiciones de niebla fría, una fina capa de hielo formando "vidrio" en los

aisladores cuando las pequeñas gotas de agua entran en contacto con el aislante

a temperaturas bajo cero. Una capa conductora se forma cuando la temperatura

se eleva a través del punto de congelación.

Acumulación de hielo sobre los aisladores de forma moderada en condiciones

de formación de hielo. Las descargas que se producen durante las condiciones

de descongelación pueden crecer rápidamente en flameo.

La nieve puede acumularse en los aisladores instalados horizontalmente. Esto puede dar lugar a una rigidez dieléctrica inferior al espacio de aire.


97 | P á g i n a

El rendimiento de niebla fría en los aisladores se determina por el nivel de

contaminación y por la distancia de fuga del aislador. Es a excepción de las zonas

clasificadas como "muy pesadas", con niveles de contaminación superiores a 0,3

mg/cm2. En este caso, se requiere una distancia de fuga específica unificada de 68

mm/kV.

El rendimiento de descarga disruptiva de acreción de hielo en los aisladores se

rige por el nivel de contaminación y la cantidad de acumulación de hielo en el aislador.

Los parámetros importantes de los aisladores son la separación entre la cadena

de aisladores, la longitud, y la orientación. Y por ello se aplican las siguientes reglas

generales:

Los aisladores inclinados respecto a los verticales se desempeñan mejor.

Los aisladores largos funcionan mejor que los más cortos.

El rendimiento en los aisladores cubiertos de nieve se determina por el nivel de

contaminación encerrado en la nieve y la cantidad de nieve que se acumula en la cadena

de aisladores. La acumulación de nieve es sobre todo un problema en las cadenas de

aisladores dobles horizontales muy próximas entre sí, que no se utilizan a menudo en

las líneas compactas de hasta 230 kV.

En las líneas compactas, los aislantes tienen longitudes cortas, es importante

tener en cuenta el rendimiento de los aisladores bajo condiciones de congelación. El

impacto de las condiciones de congelación en el rendimiento de la línea puede ser

limitado en los casos en donde se hace un amplio uso de aisladores inclinados u

horizontales. La Figura 4.13 muestra un aislador durante una tormenta de hielo.


98 | P á g i n a

Figura 4.13 Acumulación de hielo en un aislador V-horizontal.

4.12 SELECCIÓN DE LA TECNOLOGÍA DEL AISLANTE

La selección de una tecnología adecuada para un aislante de acuerdo a las

aplicaciones de las líneas compactas es un acto de equilibrio, donde el costo, el

rendimiento y la fiabilidad de cada uno se pesan entre sí para encontrar una solución

óptima ya que todas las tecnologías para los aisladores tienen sus fortalezas y sus

debilidades.

En las líneas compactas, el uso de aisladores compuestos es especialmente

atractivo, ya que permiten diseños innovadores y proporcionan una solución a las

descargas disruptivas de contaminación. Esto se debe a que tienen buenas propiedades

mecánicas y dinámicas, lo que reduce la probabilidad de fallos en cascada, y también

tienen una alta resistencia eléctrica.

Las ventajas y desventajas del uso de las diferentes tecnologías se muestran en

la Tabla 4.2. En muchas empresas, la decisión de utilizar vidrio o porcelana ha sido

tomada hace mucho tiempo y generalmente se basa en muchos años de experiencia de

servicio. El rendimiento eléctrico de estos dos materiales es, para todos los propósitos

prácticos, el mismo, y la elección del material se basa en la experiencia previa de bueno

o malo. Estos tipos de aisladores tienen una larga vida útil probada, algunos pueden

tener de servicio más de 70 años.

Las principales razones para el uso de los aisladores compuestos son su baja

resistencia mecánica, y su bajo costo. Una preocupación que dan estos aisladores es su

capacidad para resistir todas las tensiones ambientales, eléctricas y mecánicas sin

degradación o daños prematuros.


99 | P á g i n a

Tabla 4.2 Ventajas y desventajas de las diferentes tecnologías de los aisladores.

TECNOLOGÍA VENTAJAS DESVENTAJAS Vidrio

• Indicaciones visuales de defectos internos. • Buena resistencia a la perforación. • Fiabilidad probada a largo plazo. • Los aislantes de diferentes fabricantes son intercambiables y generalmente tienen un rendimiento similar.

• La superficie puede ser dañada por el arco seco a largo plazo. • Puede requerir largas cadenas de aisladores en condiciones de contaminación. • Pesado. • La falta de disponibilidad en ciertas regiones.

Porcelana

• Superficie resistente a algunos químicos. • Fiabilidad probada a largo plazo. • Los aislantes de diferentes fabricantes son intercambiables y generalmente tienen un rendimiento similar.

• Pueden contener defectos internos ocultos. • Puede requerir largas cadenas de aisladores en condiciones de contaminación. • Pesado. • La falta de disponibilidad y tiempo de entrega en ciertas regiones. • Los postes de porcelana son pesados. • Susceptible a cargas de choque.

Compuesto

• Peso más ligero (más fácil de manejar y enviar). • Bajo costo. • Mayor disponibilidad y plazos de entrega más cortos. • Mejor rendimiento ante la contaminación. • Posibles líneas de fuga altas. • Reducción del riesgo de incendios en líneas de postes de madera. • Menos propensos a la corrosión de montaje cerca de la costa debido a las corrientes de fuga muy bajas.

• Esperanza de vida desconocida. • Experiencia de servicio limitada. • Diferentes diseños, materiales y procesos de fabricación entre proveedores. • Las unidades de diferentes fabricantes pueden no ser fácilmente intercambiables, debido a las diferencias de longitud. • Más susceptibles a daños durante la manipulación. • Dificultad para identificar las unidades de alto riesgo antes de la falla. • La preocupación por los aspectos de seguridad durante trabajos.


100 | P á g i n a

4.13 OTROS FACTORES QUE INFLUYEN EN LA SELECCIÓN DE AISLADORES

COMPUESTOS

Cuando se utilizan aisladores compuestos, un número de cuestiones deben de

tomarse en cuenta, algunas de las más importantes son:

Costo y disponibilidad.

Normalización.

Trabajos en tensión.

Conductores de alta temperatura.

Facilidad de inspección.

Los incendios en postes de madera.

Almacenamiento, transporte y manipulación.

Figura 4.14 Daños a aisladores por arcos de energía.


101 | P á g i n a

4.14 EL BLINDAJE


La compactación de las líneas de transmisión puede tener beneficios significativos para el rendimiento rayo en muchos casos. Si existen uno o más hilos de blindaje generales, una separación reducida entre fases cercanas crea aumentó de acoplamiento, lo que resulta en tensiones reducidas del aislante.

También la reducción de altura de las estructuras hace que cualquier línea

compacta sea un blanco menor o tenga menor índice de descargas atmosféricas o incidencias por rayo. Por último, los tramos más cortos de líneas compactas que son acompañados por el escudo de cables de guarda pueden también reducir los problemas de tensión a los aisladores. Por el contrario, las posibles reducciones en longitudes de aisladores y las distancias aumentan el riesgo de descarga disruptiva a menos que se tomen contramedidas apropiadas, y la eliminación de cables de guarda o blindaje en el proceso de compactación expone las fases a más golpes directos de rayos.

La tecnología implicada en la mejora de las líneas de transmisión convencionales

es similar a la de compactación, sin embargo, muchos de los riesgos no pueden ser aceptables en la mejora de líneas compactas debido a que son impulsadas por cuestiones económicas que pueden no existir en los diseños de líneas convencionales, es por esto que la reducción de las tolerancias de diseño en una mejora no se consideran aceptables para una nueva línea.

También puede haber ocasiones en que es más deseable, que la línea de

transmisión compacta se vea como una línea de distribución para que pueda encajar en una altura de poste en general sin cables de guarda. Los fenómenos del rayo no son diferentes para las líneas compactas, y se utilizan los mismos programas de diseño para su estudio e influencias del rayo.

La compactación puede mejorar o degradar el rendimiento de la línea de transmisión, y a continuación se conocerán los aspectos beneficiosos. El rendimiento de las líneas compactas contra descargas atmosféricas o rayo es parte del proceso de diseño e incluye su propio conjunto de ventajas y desventajas. Las principales estrategias analizadas para asegurar un buen rendimiento de las líneas compactas ante un rayo son:

Minimización de la estructura de soporte de resistencia equilibrio.

El aumento de aislamiento de la línea.

Instalación de cables de guarda para evitar golpes directos de rayos a las fases.

Instalación de apartarrayos en la línea de transmisión para evitar sobretensiones excesivas durante los golpes de rayos a las fases.


102 | P á g i n a

La estimación de la mejora del rendimiento de la línea de transmisión obtenida por cualquiera de estas estrategias es un arte en evolución, limitado en la precisión de las variaciones anuales de los patrones climáticos locales, así como por los cambios en la magnitud de relámpagos y densidades de rayos a tierra año tras año.

Si se dispone de datos detallados y fiables , las tasas medianas de flameo por un rayo se pueden calcular bastante bien mediante el uso de programas o software de predicción de rendimiento, tales como EPRI TFlash, estos programas suelen utilizar la mediana densidad de descargas o rayos (GFD).

Debido a su menor tamaño, una línea compacta ofrecerá un blanco más pequeño

ante un rayo que una línea convencional, pero el acto de compactación minimiza distancias de cable siempre que sea posible, y espacios más pequeños pueden aumentar el riesgo de descargas eléctricas.

Aunque se pueden tener mejores beneficios económicos y compactación

significativos de la omisión de cables de guarda. A menos que la línea de transmisión tenga instalados y seleccionados

correctamente en las fases vulnerables apartarrayos, así entonces, cada golpe del rayo a estas líneas no protegidas por cables de guarda hará que una o más descargas disruptivas sean reducidas.

Por lo tanto se debe tener cuidado en las ubicaciones de apartarrayos y la

selección de capacidades de energía de apartarrayos, de lo contrario puede resultar en un mantenimiento excesivo y disminución de la fiabilidad de línea. 4.14.2 FALLAS DE BLINDAJE

Una falla de blindaje se produce cuando un rayo se las arregla para evadir la protección del cable de guarda o blindaje y golpea una fase directamente. Las fases fuera del ángulo de blindaje están involucrados invariablemente, y la corriente del rayo es generalmente menor a los 20 kA.

Para las líneas sin cables de guarda, comúnmente cada golpe del rayo termina

en un conductor de fase en lugar de la torre o estructura, y es por lo tanto una falla de blindaje. Algunas fallas de blindaje pueden provocar daños graves a los conductores de fase.

Para la mayoría de las líneas en zonas de alta actividad de rayos, al menos el 40%

de los golpes por rayos se producen en la mitad de los tramos de líneas entre las estructuras, y en particular para las líneas compactas con espacios más reducidos entre los cables de guarda y los conductores de fase.


103 | P á g i n a

4.15 RENDIMIENTO DE LÍNEAS COMPACTAS CON BLINDAJE ANT E UN

RAYO.

4.15.1 AISLAMIENTO GENERAL Y CONSIDERACIONES DE ESPACIAMIENTO

Una línea compacta se define como una línea que se aprovecha de la reducción

de espacio de fase a fase y controla sobretensiones a través de otros medios, tales como apartarrayos o resistencias de cierre de los interruptores, controles de movimiento del conductor a través de aisladores rígidos.

Pero una consecuencia directa de la reducción de espaciamiento de fases es que

la distancia de arco aislante seco en líneas compactas también se puede reducir. Esto significa que las líneas compactas construidas con 1m de distancia de arcos secos tienen un rendimiento significativamente peor que las líneas convencionales construidas con 2m de separación eléctrica.

Un ejemplo del aumento entre fases de la tensión acoplada con la geometría

compacta está dado por la Tabla 4.3.

Tabla 4.3 Aumento de distancia de arco seco entre fases.

Altura de conductores de fase y altura de blindaje

altura del conductor de fase a 11m altura de la torre 14m

Aislador 2m de Distancia Seca de Arco (14 discos)

1m de Distancia Seca de Arco (7 discos)

Espaciamiento entre fases 4m 2m 4m 2m

Resistencia al pie de la torre =20 1.1 0.9 10 9




Algunas opciones posibles para mejorar el rendimiento de una línea de transmisión compacta serían:

Mejorar la resistencia de puesta a tierra

Mejorar el acoplamiento por paquetes de conductores de fase en conjunto para aumentar el radio medio geométrico

Aumentar la resistencia de aislamiento


104 | P á g i n a

Añadir apartarrayos a la línea

4.16 RENDIMIENTO DE LÍNEAS COMPACTAS SIN BLINDAJE ANTE UN RAYO

4.16.1 IMPLEMENTACIÓN DE APARTARRAYOS.

Cualquier blindaje de líneas compactas sin la protección de apartarrayos

presentara un destello esencialmente sobre cada rayo que golpe la línea y estas descargas disruptivas pueden implicar varias torres y fases para el mismo evento.

La tecnología moderna en líneas compactas está experimentando un cambio

fundamental, especialmente en la aplicación de apartarrayos para reemplazar o aumentar conductores de protección contra rayos.

Esta aplicación afecta a casi todos los demás aspectos de la ingeniería de líneas

compactas, incluyendo separación de fase, espacios libres, puesta a tierra, la seguridad, el mantenimiento y el rendimiento general de la línea. Una línea de transmisión compacta no requiere automáticamente apartarrayos, sin embargo, una aplicación correcta de apartarrayos puede:

Absorber una cantidad adecuada de energía de la descarga.

Limitar las sobretensiones, proporcionando una mejora importante en la compactación de la línea.

Proporcionar un mejor rendimiento ante un rayo en comparación de cables de

guarda con dimensiones convencionales.

Las capacidades de energía y capacidades mecánicas de los apartarrayos pueden variar ampliamente, ya que se pueden presentar distintas densidades de destellos o flash, por lo que se debe tener cuidado.

Por otro lado el suplantar completamente los cables de guarda por apartarrayos instalados incorrectamente en algunas aplicaciones puede:

Dar lugar a un número excesivo de fallas de apartarrayos por una mala selección pararrayos.

Inversión de dinero con poco o ninguna mejora en el rendimiento ante un rayo por la localización indebida de apartarrayos.

Transferir sobretensiones al aislamiento.


105 | P á g i n a

Degradar el rendimiento de los apartarrayos por fallas mecánicas.

Creación de ruido excesivo por las conexiones defectuosas.

El uso de apartarrayos en lugar de cables de guarda también expone a los

conductores de fase de aluminio al daño del arco del rayo. Los apartarrayos tienen dos aplicaciones principales:

Reducir el flameo inverso en los aisladores en áreas locales de alta resistencia al pie de la torre

La reducción de fallas de blindaje ante descargas disruptivas en las líneas sin cables de guarda generales.

En muchos casos, la instalación de cables de guarda añade un poco al costo inicial

adicional para una línea de transmisión, debido a que las cargas mecánicas adicionales de la estructura por el uso de estos cables requieren estructuras más costosas. Sin embargo, si los cables de guarda se eliminan y son sustituidos por apartarrayos, se debe tener cuidado de instalar y tener un mantenimiento de manera adecuada para estar seguro de que cada apartarrayo tiene la capacidad de energía adecuada para soportar descargas de rayos graves.

Hoy en día se pueden eliminar completamente los cables de guarda, dando como

resultado una reducción a la altura de la torre y un menor impacto visual, dando una mejora a la compactación de las líneas. Esto no quiere decir que las aplicaciones apartarrayos son necesariamente una mejor alternativa que los cables de guarda, cada escudo o forma de blindaje tiene su lugar de aplicación de acuerdo a la exposición los rayos y las condiciones de puesta a tierra.

4.17 ESTRUCTURAS CON CABLE DE GUARDA Y ANGULO DE BLINDAJE

En algunas líneas de transmisión en zonas geográficas de baja densidad de rayos

a tierra (DRT) no se usan cables de guarda, algunas otras usan un cable de guarda y en

el caso de las redes de distribución aéreas que se usan en zonas urbanas se considera

que las construcciones proporcionan este blindaje y entonces no se usan cables de

guarda.


106 | P á g i n a

En zonas de media y alta densidad de rayos a tierra (DRT) se deben observar 2

cables de guarda.

Figura 4.15 Torre sin cable de guarda. Figura 4.16 Torre con un solo cable de guarda.

Figura 4.17 Torre con 2 cables de guarda.


107 | P á g i n a

Dependiendo de la zona en que se construya una línea de trasmisión el ángulo

de blindaje puede ser positivo (zonas de densidad baja o media), ángulo cero (zonas de

densidad alta) o negativo (zonas de densidad muy alta).

Figura 4.18 Blindaje ángulo positivo. Figura 4.19 Blindaje ángulo negativo.

Figura 4.20 Blindaje ángulo cero.

El blindaje se calcula con la tangente del ángulo α

Figura 4.21 Calculo del ángulo de blindaje.


108 | P á g i n a

4.18 DESCARGAS A LOS CONDUCTORES DE FASE

Figura 4.22 Descarga atmosférica en conductor de fase.

Cuando las líneas de transmisión no tienen blindaje proporcionado por los

cables de guarda o bien cuando el blindaje es violado por el ángulo de incidencia del

rayo, entonces este puede incidir directamente o bien por inducción sobre los

conductores de las fases externas principalmente e incidir un voltaje.

𝑉 =𝑍0 ∗ 𝐼

2 𝐷𝑜𝑛𝑑𝑒; 𝐼 = 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒𝑙 𝑟𝑎𝑦𝑜 [𝑘𝐴]

𝑍0 = 𝑖𝑚𝑝𝑒𝑑𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑐𝑎𝑟𝑎𝑐𝑡𝑒𝑟𝑖𝑠𝑡𝑖𝑐𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑙𝑖𝑛𝑒𝑎

Para fines de estudio del efecto de las descargas atmosféricas sobre las líneas de

transmisión. Se supone que el rayo cae en el claro y que su corriente se divide en dos

partes iguales a partir del punto de impacto de manera que si no tiene cables de guarda

o se viola la zona de protección de estos, entonces se induce en los conductores. La

impedancia característica de la línea es un parámetro que depende de dimensiones

geométricas de la misma e influye también en esto la naturaleza del terreno sobre el

que están construidas, el valor de esta impedancia se calcula con la expresión:

𝑉 = 60 𝐿𝑛 2 ∗ ℎ𝑒𝑟𝐶

𝐷𝑜𝑛𝑑𝑒; ℎ𝑒 = 𝑎𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑒𝑞𝑢𝑖𝑣𝑎𝑙𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝑟

𝑟𝐶 = 𝑟𝑎𝑑𝑖𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝑟


109 | P á g i n a

La altura equivalente (he) se determina tomando en consideración que para

fines prácticos la línea de transmisión se puede construir en 3 tipos de terreno.

Figura 4.23 Línea de transmisión en terreno plano.

Donde:

ht= altura del conductor medida en el plano

hm= altura del conductor en el punto medio del claro

f = (ht – hm) = flecha del conductor.

∴ ℎ𝑒 =2

3(ℎ𝑡 − ℎ𝑚)

2.-Terreno Ondulado

Figura 4.24 Línea de transmisión en terreno ondulado


110 | P á g i n a

El terreno ondulado es terreno no plano pero con un desnivel no muy pronunciado

∴ ℎ𝑒 = ℎ𝑡

3.-Terreno Montañoso.

Es aquel terreno que puede presentar grandes desniveles entre puntos de

localización de torres.

Figura 4.25 Línea de transmisión en terreno montañoso.

∴ ℎ𝑒 = 2ℎ𝑡

4.19 DESCARGAS SOBRE LAS LINEAS DE TRANSMISION CON CABLES DE

GUARDA

La mayoría de las líneas de transmisión usan cable(s) de guarda para evitar que

las descargas atmosféricas impacten directamente a los conductores de fase. Es este

caso cuando la corriente de rayo impacta a los cables de guarda, la onda de corriente se

desplaza a través de estos, y aparece un potencial cuyo valor depende de la impedancia


111 | P á g i n a

característica del cable de guarda y que suponiendo que la corriente del rayo se divide

en dos partes iguales a partir del punto de impacto su valor es:

𝑉𝑔 = 𝑍𝑔(𝐼)

2

𝑑𝑜𝑛𝑑𝑒; 𝑍𝑔 = 𝑖𝑚𝑝𝑒𝑑𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑐𝑎𝑟𝑎𝑐𝑡𝑒𝑟𝑖𝑠𝑡𝑖𝑐𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒 𝑑𝑒 𝑔𝑢𝑎𝑟𝑑𝑎 (Ω)

Figura 4.26 Descarga atmosférica en cable de guarda

Los conductores del cable de guarda son generalmente de acero de 1/2“de

diámetro o 5/8” de diámetro, cuando la línea se construye en zonas con ambiente aéreo

corrosivo (cercanas al mar o industrias petroquímicas), para evitar la corrosión de los

cables se usa como material una aleación de aluminio y una capa de cobre conocida

como Alomoweld.


112 | P á g i n a

Figura 4.27 Torre de transmisión con un cable de guarda.

∴ 𝑍𝑔 = 60 ln (2ℎ𝑒𝑟𝑔)

𝑑𝑜𝑛𝑑𝑒; 𝑟𝑔 = 𝑟𝑎𝑑𝑖𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒 𝑑𝑒 𝑔𝑢𝑎𝑟𝑑𝑎 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑙𝑖𝑛𝑒𝑎𝑠 𝑐𝑜𝑛 𝑢𝑛 𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒 𝑑𝑒 𝑔𝑢𝑎𝑟𝑑𝑎

En las expresiones para calcular la impedancia característica del cable de guarda,

la altura equivalente (he), se calcula bajo el mismo criterio que la altura equivalente

para los conductores de fase, dependiendo de la naturaleza del terreno.

Terreno Plano; ℎ𝑒 = ℎ𝑔 − 2

3 𝑓𝑔

Terreno Ondulado; ℎ𝑒 = ℎ𝑔

Terreno Montañoso; ℎ𝑒 = 2ℎ𝑔


113 | P á g i n a

Para las líneas de transmisión que tienen un buen blindaje, las corrientes de rayo se

inducen sobre el cable de guarda creando un voltaje.

𝑉𝑔 = 𝑍𝑔(𝐼)

2

Esta onda de voltaje se desplaza sobre el conductor de guarda que induce un

voltaje en los conductores de fase, el voltaje inducido en cada conductor depende de la

posición relativa del conductor de guarda con respecto al conductor de fase que se trate.

Esta tensión inducida se expresa por medio de un factor llamado “Factor de

Acoplamiento” y que su valor depende de la geometría de los conductores en la línea.

Para el caso de las líneas de transmisión con un conductor por fase se tiene lo

siguiente.

Figura 4.28 Torre de transmisión con un solo conductor por fase.

Donde; Cg = cable de guarda

Cf = conductor de fase


114 | P á g i n a

Como el cable de guarda se conecta a tierra a través de la torre, para representar

este efecto se considera al plano de tierra como la referencia y entonces se supone que

hay una imagen del cable de guarda sobre este plano con el cual se procede a calcular

el factor de acoplamiento.

4.20 FACTOR DE ACOPLAMIENTO

4.20.1FACTOR DE ACOPLAMIENTO PARA LINEA DE TRANSMISION CON UN

SOLO CABLE DE GUARDA

Como se sabe, las líneas de transmisión con un cable de guarda presentan un

blindaje más deficiente que cuando se usan dos cables de guarda, en términos

generales; sin embargo, las ondas que inciden sobre este cable inducen un voltaje en

todas las fases de los conductores que conducen la potencia. El valor del factor de

acoplamiento cambia para cada conductor de fase dependiendo de su posición.

Figura 4.29 Cable de guarda reflejado para calcular factor de acoplamiento.

Donde; 1= cable de guarda

1’= imagen del cable de guarda

2= conductor de fase

a = distancia del cable de guarda al conductor de fase


115 | P á g i n a

b = distancia del conductor de fase a la imagen del cable de guarda

Si el cable de guarda esta localizado a una altura (hg) sobre el nivel del suelo y

tiene un radio (𝑟𝑔), el factor de acoplamiento se calcula como:

𝐶 = log𝑏𝑎

log2ℎ𝑔𝑟𝑔

4.20.2 FACTOR DE ACOPLAMIENTO PARA LINEA DE TRANSMISION CON

DOS CABLES DE GUARDA

La mayoría de las líneas de transmisión por razones de protección efectiva

contra descargas atmosféricas, usan dos cables de guarda, en este caso se supone que

la onda de corriente del rayo se induce en partes iguales en cada conductor de guarda

y el factor de acoplamiento se calcula para cualquiera de los conductores de fase, como

una resultante de las ondas en los cables de guarda.

Figura 4.30 Factor de acoplamiento para línea con 2 cables de guarda.


116 | P á g i n a

Donde:

r = radio del cable de guarda.

req = radio equivalente en los dos cables de guarda.

req = ar

a = separación entre cables de guarda.

hg = altura del cable de guarda sobre el nivel del suelo.

a y b son cantidades que dependen de la disposición geométrica de los conductores en

la línea.

Figura 4.31 Descarga al cable de guarda, voltaje inducido en los conductores de fase

(c) y factor de acoplamiento.

C = factor de acoplamiento

Vf = voltaje inducido en el conductor de fase

𝑉𝑓 = 𝐶 𝑉𝑔


117 | P á g i n a

CAPITULO 5._ CONEXIO N A TIERRA DE LAS LINEAS DE TRANSMISION

5.1 SISTEMA DE PUESTA A TIERRA DE UNA LINEA DE TRANSMISION

El sistema de tierra o de puesta a tierra de una línea de transmisión es el

conjunto total de las medidas utilizadas para conectar una parte conductora de

electricidad del sistema eléctrico a tierra. El sistema de conexión a tierra es una parte

esencial de la red de energía eléctrica de baja y alta tensión, y tiene al menos cuatro

funciones eléctricas importantes:

A) Para protegerse contra los rayos, lo cual proporciona ventajas como:

Proporcionar una vía mecánica y eléctricamente resistente a tierra

Limitar las diferencias de potencial en los aislamientos eléctricos en las

torres afectadas

Reducir el número de descargas disruptivas

B) Para el funcionamiento correcto del sistema de energía, minimizando la energía por:

Proporcionar una identificación inequívoca de las fallas, por lo que los sistemas

adecuados de protección operan.

Proporcionar baja impedancia de secuencia cero para la devolución de la

fracción de desequilibrio de las corrientes del sistema de corriente alterna.

C) Para garantizar la seguridad eléctrica, minimizando la energía a través de:

Identificar rápidamente las fallas del sistema, lo que lleva a una menor duración

de la falla

Limitar el tacto o las tensiones de paso a niveles que restringen las corrientes

del cuerpo a valores seguros


118 | P á g i n a

D) Contribuir a la compatibilidad electromagnética, la eliminación de algunos de los

riesgos y la reducción de la energía de los demás.

Todas estas funciones se realizan por un sistema de puesta a tierra único.

Algunos elementos de este sistema pueden tener efectos eléctricos específicos, pero

todos los elementos de arco normalmente unidos o conectados entre sí, formando un

sistema para ser diseñado o analizado.

5.2 LA CONEXIÓN A TIERRA DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

Cuando las descargas atmosféricas impactan el cable de guarda o a la torre, la

corriente del rayo se debe de conducir a tierra de manera que se disipe la mayor parte

de su magnitud y para esto se requiere la llamada “RESISTENCIA AL PIE DE LA TORRE”

expresada en ohms, el valor de esta resistencia debe de ser relativamente bajo y

siempre menor a la impedancia de la torre misma.

El valor de esta resistencia al pie de la torre depende principalmente de la

naturaleza del terreno expresada como su resistividad o resistencia específica, y cuyo

valor está representado por la resistencia en un cubo de terreno de 1m de lado.

Figura 5.1 Muestra de terreno bajo prueba

𝑅 =𝑉

𝐼(Ω − 𝑚)


119 | P á g i n a

Dependiendo de la naturaleza del terreno

-Terreno blando (cultivo)

-Terreno arcilloso

-Terreno rocoso

-Terreno de roca volcánica

El valor de la resistividad del terreno determina la forma en cómo se debe de

conectar a tierra cada torre o estructura.

Figura 5.2 Onda de tensión reflejada.

Donde:

Vt= onda de voltaje incidente

V´t= onda de voltaje reflejada en tierra

Rt= Resistividad al pie de la torre.


120 | P á g i n a

El valor de resistividad al pie de la torre depende principalmente de 2 factores:

La resistividad del terreno

La forma de conexión a tierra de la torre

5.3 LA RESISTIVIDAD DEL TERRENO

El valor de la resistividad del terreno se mide con un megger diseñados

especialmente para medir la resistencia especifica del terreno, para esto, en el caso de

las líneas de transmisión se aplica un procedimiento a lo largo de diferentes muestras

del terreno a lo largo de la trayectoria de la línea antes de que esta se construya .

Figura 5.3 Derecho de vía de la trayectoria y puntos de medición.

Generalmente el fabricante del megger indica los valores de d1 y d2 pero por lo

general; d1=30cm; d2=2d1 o 4d1.

El megger es un instrumento que usa un motor de CD de imanes permanentes

que puede generar; 500v o 1000v, algunos hasta 1500v, de manera que se acciona

aplicando una diferencia de potencial, con lo cual el megger proporciona directamente

la lectura de resistividad, la corriente son de [mA].

Si V= 500v ; I=300 mA


121 | P á g i n a

Como valores de referencia esperados para resistividad del terreno se tienen

los siguientes valores:

Tabla 5.1 Resistividad de los diferentes tipos de terreno.

Tipo de terreno Resistividad [Ω-m]

Terreno de cultivo 10-100

Terreno seco 100-103

Terreno rocoso 103 = 106

Roca 108

Estos valores son indicativos y se deben medir para encontrar el valor real, la

medición se debe efectuar en épocas de secas, es decir; que no existan precipitaciones

pluviales (estiaje) ya que de tal forma da valores menores.

5.4 LA FORMA DE CONEXIÓN A TIERRA

Para lograr un valor determinado de resistencia al pie de la torre se debe

conectar la estructura a tierra (terreno) la cual se puede hacer en dos formas:

Conexión por medio de electrodos o varillas.

Conexión por medio de conductores o contraantenas.

5.4.1 CONEXIÓN POR MEDIO DE ELECTRODOS

Esta conexión se hace conectando las partes de las torres por medio de varillas

de acero con un recubrimiento de cobre (para evitar el efecto de corrosión del terreno).

Estas varillas tienen dimensiones normalizadas con una longitud de 3.05 m y un

diámetro de 5/8 de plg terminados en punta para ser enterradas.


122 | P á g i n a

Figura 5.4 Torre aterrizada por medio de electrodos o varillas.

La resistencia al pie de la torre (RT) cuando se conecta a tierra a través de

varillas o electrodos se calcula con la expresión:

𝑅𝑇 =𝜌

2𝜋𝜆ln (2𝜆

𝑎) [Ω]

Donde:

ρ= resistividad del terreno [Ω-m]

λ=longitud de la varilla

a= radio de la varilla


123 | P á g i n a

Se puede reducir un poco más el valor de la resistencia al pie de la torre, usando

varillas o electrodos en paralelo de manera que la resistencia al pie de la torre es:

𝑅𝑇 =𝜌

2𝜋𝜆ln (2𝜆

𝐴) [Ω]

En esta expresión:

A= radio equivalente de los electrodos en paralelo

El valor de este radio equivalente según el número de electrodos se calcula

como se muestra:

Figura 5.5 Diferentes tipos de aterrizar una torre con 2, 3 y 4 electrodos.

2 electrodos.

𝐴 = √𝑎 ∗ 𝑑

d

2a

d

4 electrodos.

𝐴 = √2 ∗ 𝑎 ∗ 𝑑24

d

d

2a

d

3 electrodos.

d

d d

𝐴 = √𝑎 ∗ 𝑑23


124 | P á g i n a

5.4.2 CONEXIÓN A TIERRA POR MEDIO DE CONTRAANTENAS

Esta conexión representa el caso más efectivo de conexión a tierra en las torres

para reducir el valor de la resistencia al pie de la torre. El nombre de contraantenas

significa que es una extensión del cable de guarda en el terreno a través de la torre, de

igual manera la conexión del cable de guarda como la de la contraantena deben de ser

sólidamente fijas.

Figura 5.6 Torre de transmisión con sistemas de tierra mediante contraantenas.

d=profundidad de la contraantena (50-60 cm)

El diámetro de la contraantena puede ser de 1/2 plg o 5/8 plg


125 | P á g i n a

La contraantena dependiendo del grado de corrosión del terreno puede ser de:

Acero

Aluminio

Cobre

El valor de la resistencia al pie de la torre usando contraantena de longitud

total λ, se calcula:

𝑅𝑇 =𝜌

𝜋𝜆( 𝑙𝑛

2𝜆

√4𝑎𝑑− 1) [Ω]

Donde:

ρ= resistividad del terreno.

d= profundidad a que se tiene la contraantena.

a= radio de la contraantena.

Dependiendo de la naturaleza del terreno, para obtener la longitud total de la

contraantena se puede disponer de cualquiera de las formas siguientes:

Figura 5.7 Configuraciones posibles de contraantenas.


126 | P á g i n a

Las contraantenas en ningún caso deben formar trayectorias cerradas entre

torres, ya que estas crean mallas que permiten el desplazamiento de ondas sin su

amortiguamiento.

Figura 5.8 Conexión errónea de contraantenas.

5.5 EL VOLTAJE EN LA PARTE SUPERIOR DE LA TORRE Y EN LA CADENA

DE AISLADORES.

Cuando impacta una descarga atmosférica a los cables de guarda, la corriente se

conduce a tierra a través de la estructura llegando al terreno en donde dependiendo de

la RT (resistencia al pie de la torre), parte de la onda se transmite hacia el suelo y parte

se refleja por la torre hacia la parte superior de la torre y a la trabe, apareciendo en este

caso el voltaje en la cadena de aisladores.

Cuando el valor de la onda reflejada es elevada, entonces el voltaje aparece en la

parte superior de la torre o en la cadena de aisladores, este voltaje puede ser mayor que

la rigidez dieléctrica proporcionada por la cadena de aisladores y se produce un flameo

o arco eléctrico por la onda de voltaje que va en sentido inverso de la tierra a la punta

de la torre.


127 | P á g i n a

A este flameo que produce falla de aislamiento se le conoce como “Flameo Inverso”.

Figura 5.9 Onda de tensión reflejada y onda incidente

Donde:

I= corriente del rayo (kA).

R= resistencia al pie de la torre (Ω).

VGT= voltaje de la punta de la torre hacia la tierra.


128 | P á g i n a

Para estudiar este efecto se pude usar un circuito simplificado como el siguiente:

CfCf

L

RT

V

Zg

V

VV

Zg

VA

Figura 5.10 Circuito reducido de una torre de transmisión.

Zg= impedancia característica del cable de guarda.

VA= voltaje en la cadena de aisladores.

Cf= conductores de fase.

RT= resistencia al pie de la torre (Ω).

L= inductancia equivalente de la torre (µH). (20 µH para torres de hasta 40m de

altura).

I (t)= corriente del rayo como función del tiempo.

Z= impedancia equivalente de los cables de guarda.


129 | P á g i n a

𝑍 =𝑍𝑔

4 𝑃𝑎𝑟𝑎 2 𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑔𝑢𝑎𝑟𝑑𝑎

𝑍 =𝑍𝑔

2 𝑃𝑎𝑟𝑎 1 𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒 𝑑𝑒 𝑔𝑢𝑎𝑟𝑑𝑎

Figura 5.11 Circuito para calcular VGT

La onda de voltaje incidente a la torre (V) al llegar al suelo una parte se refleja y

otra parte se transmite.

𝑉 = 𝑉𝑅 + 𝑉𝑇

V= voltaje incidente

VR= voltaje reflejado

VT= voltaje transmitido

VR

VT

V

ZT RT

Figura 5.12 Onda de tensión reflejada, transmitida e incidente.


130 | P á g i n a

Para determinar el voltaje VGT se considera que la onda de la corriente del rayo i

(t) produce una caída de voltaje en la impedancia equivalente del circuito anterior el

que se puede simplificar despreciando el valor de L quedando como:

Figura 5.13 Circuito para calcular VGT despreciando L.

La onda de corriente al llegar a tierra se refleja debido al cambio de impedancia

entre RT y Z esto se hace mediante un coeficiente de reflexión dado por:

Γ = (𝑍 − 𝑅𝑇)

(𝑍 + 𝑅𝑇)

Este coeficiente de reflexión produce una caída de voltaje sobre la inductancia

de la torre, cuyo voltaje incidente es:

𝐿 𝑑 𝑖(𝑡)

𝑑𝑡

Donde:

𝑑 𝑖(𝑡)

𝑑𝑡=Pendiente del frente de onda de corriente que para la onda del rayo se toma

como:

𝑑 𝑖(𝑡)

𝑑𝑡= 40

𝑘𝐴

µ𝑠𝑒𝑔.


131 | P á g i n a

De manera que el voltaje VGT es la suma de la caída del voltaje en la torre y la

caída en voltaje con la onda reflejada con la inductancia de la torre, es decir;

𝑉𝐺𝑇 = 𝑅𝑇 ∗ 𝑍

𝑅𝑇 + 𝑍 𝑖(𝑡) +

𝑍 − 𝑅𝑇𝑍 + 𝑅𝑇

𝐿 𝑑 𝑖(𝑡)

𝑑𝑡

Para fines de cálculo es necesario conocer el voltaje que aparece en la cadena de

aisladores ya que este es el que determina si hay un voltaje que sea mayor que la rigidez

dieléctrica proporcionada por la distancia en aire de la cadena de aisladores.

C= coeficiente de acoplamiento.

Vg= voltaje inducido en el cable de guarda.

VA= voltaje en la cadena de aisladores.

VF= voltaje de la onda senoidal en el conductor de fase en el momento de la descarga

en valor pico de F-N máximo.

El voltaje que aparece en la cadena de aisladores considerando la caída de voltaje

en la torre, el voltaje reflejado y el voltaje inducido por la descarga en el cable de guarda

esta dada por la ecuación:

𝑉𝐴 = 𝑅𝑇 ∗ 𝑍

𝑅𝑇 + 𝑍 𝑖(𝑡) − 𝐶

𝑅𝑇 ∗ 𝑍

𝑅𝑇 + 𝑍 𝑖(𝑡) +

𝑅𝑇 − 𝑍

𝑅𝑇 + 𝑍 𝐿 𝑑 𝑖(𝑡)

𝑑𝑡 − 𝐶

𝑅𝑇 − 𝑍

𝑅𝑇 + 𝑍 𝐿 𝑑 𝑖(𝑡)

𝑑𝑡 ± 𝑉𝐹

(1) (2) (3) (4) (5)

Se toma: + VF cuando se superpone la onda positiva senoidal

- VF cuando se superpone o toma la parte de la onda negativa senoidal

Los términos de la ecuación anterior son los siguientes:

1.- Componente resistiva de la caída de voltaje.

2.- Componente inducida debido a la caída resistiva por acoplamiento del cable de

guarda.

3.- Componente inducida de la caída de voltaje.

4.- Componente inducida debido a la caída de voltaje inducida por el cable de guarda.


132 | P á g i n a

5.- Es el valor pico del voltaje de fase a neutro de la onda de voltaje en la línea en el

momento de la descarga.

Generalmente el voltaje que debe soportar la cadena de aisladores, es un valor

conocido y está representado por una cantidad denominada “Nivel Básico de

Aislamiento al Impulso” que representa una tensión que da una probabilidad de flameo

de 10 % y entonces el problema se plantea diciendo: ¿Cuál es el valor de la corriente del

rayo i (t) que producirá la falla de aislamiento?

Este valor de la corriente del rayo se despeja de la ecuación anterior quedando como:

𝑖 (𝑡) = 𝑉𝐴 𝑅𝑇 + 𝑍

𝑅𝑇𝑍(1 − 𝐶) −

𝑍 − 𝑅𝑇𝑅𝑇𝑍

𝐿 𝑑 𝑖

𝑑𝑡 ±

𝑅𝑇 + 𝑍

𝑅𝑇𝑍(1 − 𝐶) 𝑉𝐹

Los valores de norma para los valores máximos de operación y niveles básicos

de aislamiento al impulso se dan a conocer en la Tabla 5.2.

Tabla 5.2 Valores de norma máximos y NBAI.

TENSION NOMINAL [kV]

TENSION MAXIMA [kV]

Nivel Básico de Aislamiento al Impulso por rayo (NBAI)

[kV]

69 72.5 350

115 123 550

230 245 1050

400 420 1425

Para fines de cálculo del comportamiento de las líneas de transmisión, dadas las

características del voltaje y resistencia al pie de la torre, se trata de determinar el valor

de la corriente del rayo i (t) que podría producir flameo inverso. El valor de esta

corriente se obtiene despejando de la ecuación para el voltaje de flameo y es la

siguiente:

𝑖 (𝑡) = 𝑉𝑎𝑖𝑠 𝑅𝑇 + 𝑍

𝑅𝑇𝑍(1 − 𝐶) −

𝑍 − 𝑅𝑇𝑅𝑇𝑍

𝐿 𝑑 𝑖

𝑑𝑡 ±

𝑅𝑇 + 𝑍

𝑅𝑇𝑍(1 − 𝐶) 𝑉𝐹


133 | P á g i n a

CAPITULO 6 ._CONFIABILIDAD EN LOS SISTEMAS ELECTRICOS DE TRANSMISION

6.1 INTRODUCCION

Cuando se trata de incrementar la confiabilidad de una línea, de limitar el daño en la propia línea por causa de una falla, etc. el análisis de las fallas en las líneas de transmisión que conforman la red eléctrica en términos de las causas son una ayuda muy importante para el análisis de la confiabilidad y para el establecimiento de los criterios de diseño en la consideración de factores de velocidad de viento, carga por hielo, niveles de contaminación, etc.

Adicionalmente se parte del hecho de que la calidad de las componentes de una línea de transmisión reúne todos los requerimientos, para esto se debe garantizar que satisfagan las pruebas de prototipo, las pruebas de puesta en servicio y las de rutina. Es importante analizar las fallas en operación para conocer si tales pruebas aseguran una confiabilidad satisfactoria para la línea.

Desde el punto de vista de la planeación se puede seleccionar entre varias soluciones de un mismo nivel técnico. Para la toma de una decisión se debe evaluar la confiabilidad y el costo total de cada posible solución.

Desde el punto de vista de diseño, el riesgo de falla de la línea es función de la probabilidad de falla de sus componentes, y desde el punto de vista de la planeación, el riesgo de falla depende de la probabilidad de falla de la línea en su conjunto. Los riesgos de falla se pueden determinar ya sea por análisis de las estadísticas de fallas o bien mediante análisis teóricos, proporcionando la información adecuada. En cualquiera de los casos es necesario que se apliquen ciertas leyes que gobiernan los riesgos de fallas.

6.2 CONCEPTOS BASICOS DE CONFIABILIDAD EN UN SISTEMA ELECTRICO DE

TRANSMISION

La confiabilidad es uno de los parámetros más importantes durante las etapas de

planeamiento y operación de un sistema de transmisión eléctrico. La confiabilidad esta

definida por la Conferencia Internacional de Grandes Redes Eléctricas (CIGRE) como un

concepto general que abarca todas las medidas de habilidad para entregar electricidad en

todos los puntos de utilización dentro de los estándares aceptables de calidad y seguridad

en la cantidad deseada por el usuario.

La confiabilidad tiene dos áreas conceptuales de estudio que son adecuación y

seguridad.


134 | P á g i n a

La adecuación se define como la habilidad de suministrar la potencia de energía

eléctrica requerida por los consumidores dentro de los límites de voltaje,

potencia y frecuencia aceptables; teniendo en cuenta salidas planeadas y no

planeadas de los componentes y asumiendo condiciones estáticas de los

mismos, lo que implica que la capacidad instalada es suficiente para satisfacer

la demanda.

La seguridad se define como una medida de la habilidad de un sistema de

potencia compuesto (conjunto formado por el sistema de generación y el

sistema de transmisión de un Sistema Eléctrico de Potencia) para resistir

disturbios repentinos específicos tales como corto circuitos o pérdidas no

anticipadas de componentes del sistema. También se puede definir como la

habilidad del sistema de sobreponerse a disturbios entre dos estados estables y

depende enormemente de cómo está parado el sistema. Puede dividirse en una

componente vinculada a una actuación transitoria y otra vinculada con la

cantidad y la rapidez de respuesta de las reservas de operación de transmisión

(líneas sobredimensionadas, compensadores de potencia reactiva, etc.)

Es importante contar con herramientas de cómputo para el análisis de

confiabilidad, que incorporen los nuevos métodos de modelamiento de elementos y de

factores que intervienen, además que permitan una fácil manipulación por parte de los

usuarios utilizando ambientes gráficos.

La confiabilidad en el sistema eléctrico de transmisión ha sido y sigue siendo un área de intensa investigación a nivel internacional debido a:

Lo sensible que es la sociedad ante las interrupciones en el servicio de suministro de energía eléctrica debido a la alta dependencia que se tiene de éste insumo para todas las actividades de la vida diaria.

Las fallas aleatorias en los componentes de generación y transmisión no pueden evitarse y pueden afectar la continuidad en el servicio de usuarios ubicados en grandes zonas geográficas.

La desregularización del sector eléctrico, ocurrida en los años 90, introdujo

nuevos esquemas operativos que implican un uso intenso de los equipos e instalaciones eléctricas y la compensación a los usuarios si no se cumple un nivel estipulado de número de fallas y su duración.

Para efectos de análisis en este proyecto la confiabilidad de las líneas de transmisión

depende de cinco factores importantes:


135 | P á g i n a

La altura de las estructuras.

La distancia existente entre los claros de las estructuras.

El sistema de puesta a tierra.

La resistividad al pie de la torre.

La densidad de rayos a tierra en esa zona.

El ángulo de blindaje de los cables de guarda.

6.3 DEFINICION DE UNA FALLA

Con relación a las componentes o elementos de las líneas una falla es cada

ruptura o falla por envejecimiento o bien deformación permanente que requiera

reparación o remplazo de los elementos o componentes fallados.

La falla de un elemento no siempre produce falla de una línea, ya que por falla

de línea se entiende aquellas que producen salida de operación en forma sostenida, es

decir no se contabilizan las salidas con recierre exitoso o bien aquellas en las que un

elemento fallado puede ser remplazado o reparado en caliente sin que se requiera la

interrupción del servicio o bien que se haga la reparación durante las salidas

programadas o libranzas.

6.4 ANALISIS DE FALLA PARA LASLINEAS DE TRANSMISION

Para los fines del análisis de las fallas en las líneas de transmisión y la

determinación de los riesgos de falla, se agrupan las fallas en dos grupos de

causas:

Fallas debidas a defectos y deterioros.

Fallas debidas a que los valores reales exceden a las cargas de diseño, por

ejemplo las cargas por viento y por hielo.

6.4.1 FALLAS DEBIDAS A DEFECTOS Y DETERIOROS

Del análisis de la información proporcionada en los documentos anuales

SINTESIS DE FALLAS EN LINEAS DE TRANSMISION se obtienen las siguientes

consideraciones para el análisis de las mismas:


136 | P á g i n a

Es necesario establecer el período de vida de la componente, es decir, su período

normal de operación y su deterioro.

Sólo dentro de su período normal de operación el índice de falla de un equipo o

parte del sistema que está constituido por las componentes en serie, se toma

como la suma de las componentes individuales.

6.4.2 FALLAS DEBIDAS A QUE LAS CARGAS REALES EXCEDEN A LAS

CARGAS DE DISEÑO

El riesgo de falla teórico de algunas componentes del sistema sujetas a cargas al azar se evalúa y se encuentra que el valor calculado de este riesgo es mayor que el real debido a que algunos parámetros no pueden ser tomados en cuenta, como por ejemplo, la dirección del viento que no es necesariamente transversal a la línea, las cargas sobre las torres pueden ser distintas a las originalmente calculadas por diferencias en la localización de las mismas con respectos a las del proyecto, etc.

6.5 LA RECOLECCION Y MANEJO DE LOS DATOS DE FALLA.

De acuerdo con los reportes anuales de Síntesis de fallas en líneas de transmisión y con los reportes de fallas, la siguiente información esencial se obtiene:

Identificación de la línea: número, nombres de los extremos de salida y llegada, número de circuitos, voltaje, fecha de entrada en operación.

Elementos y/o componentes que han fallado :

- Tipo

- Fabricante

Condiciones de falla.

A partir del reporte de falla se hace un análisis racional de todos los factores considerando los elementos físicos, las condiciones meteorológicas, eléctricas, mecánicas, etc.

Causas de las fallas.


137 | P á g i n a

Las causas primarias de fallas tienen asignado un código de manera .que cada salida se reporta de acuerdo a los siguientes conceptos:

Descargas atmosféricas

Vientos fuertes

Contaminación

Quema de vegetación

Quema de caña

Brecha

Hilo de guarda

Conductor

Aislador

Herrajes

Consecuencias de las fallas

De los reportes de falla se toma la siguiente información:

Si la falla produce o no salida.

Si la salida es momentánea o sostenida, si es el último caso, su duración, potencia y energía interrumpida.

Afectación a otras partes del sistema o a usuarios importantes.

6.6 ANALISIS DE LAS FALLAS DESDE EL PUNTO DE VISTA DEL DISEÑO.

El diseño de la línea está relacionado con su confiabilidad y con la del sistema al que pertenece en su conjunto. Por lo tanto para evaluar la confiabilidad de la transmisión, se toma la información de las fallas para un período de al menos 10 años así como los datos disponibles de kilómetros totales de líneas por subgerencia de transmisión y por nivel de voltaje.


138 | P á g i n a

Se hace un primer análisis, y se calcula el riesgo de falla para las líneas por nivel de voltaje simulando en forma regional condiciones meteorológicas similares como: nivel ceráunico, grado de contaminación, naturaleza del terreno y tipo de terreno. Adicionalmente se incorporan las probabilidades de falla de las estadísticas de fallas de las mismas. Un segundo nivel de análisis considera el índice de fallas de las líneas debidas a fallas en las componentes de las mismas (torres, hilo de guarda, conductores, aisladores, herrajes).

Un siguiente nivel considera a partir de la información disponible, algunos aspectos de mayor detalle para evaluar la confiabilidad en términos de: la tecnología de diseño de la línea, su longitud, su antigüedad, etc.

Los factores relevantes que impactan el comportamiento en operación de las líneas de transmisión desde el punto de vista del diseño son los siguientes:

Silueta de las torres (Dimensiones generales, distancias de fase a tierra y entre

fases)

Posición relativa de los cables de guarda y los conductores de fase

Impedancia característica de las torres

Resistencia al pie de la torre

Calibre y número de conductores por fase

Potencia natural

Impedancia característica de

línea

Uso de amortiguadores

La correcta selección de materiales para su aplicación en lugares con ambientes aéreos corrosivos y/o con suelos agresivos, etc.

Consideraciones sobre el impacto de la contaminación

Trazo y perfil de la línea

Valores de velocidades de viento y períodos de recurrencia


139 | P á g i n a

Temperaturas máxima y mínima ambientales y período estadístico de la muestra

Los aspectos de operación que influyen en forma significativa en el comportamiento de las líneas de transmisión son los siguientes:

Máxima carga en las líneas

Límites de transferencia de potencia activa en función de :

• El valor máximo de pérdidas

• Los niveles de voltaje

• El flujo de potencia reactiva

Programas de mantenimiento

Estadísticas de disparo y análisis de contingencias

Impacto del programa de construcción de nuevas líneas.

6.7 EL COMPORTAMIENTO DEL SISTEMA DE TRANSMISION.

La comparación de un sistema de transmisión en base a las mediciones del

comportamiento resultan difíciles de hacer ya que cada sistema es prácticamente único

debido a que influyen factores como el clima, la naturaleza del terreno y otros factores

geográficos así como aspectos propios del sistema como son la localización de las

centrales eléctricas con respecto a los centros de carga, la topología de la red, etc. Sin

embargo existen algunos elementos del comportamiento de un sistema que se pueden

revisar y comparar contra resultados previos del propio sistema o de otros sistemas en

forma internacional con el propósito de cumplir objetivos de tipo corporativo o de

diseño.


140 | P á g i n a

6.7.1 CONFIABILIDAD DEL SUMINISTRO.

El sistema de transmisión de la CFE ha sufrido realmente muy pocos colapsos

que afecten por un tiempo prolongado el suministro de energía eléctrica y en los casos

que ha ocurrido cada disturbio ha sido exhaustivamente analizado y se han hecho

cambios significativos en los procedimientos de operación y criterios de diseño. La

importancia de la confiabilidad en el suministro se reconoce en términos de mantener

el suministro en el sistema interconectado nacional y se expresa como un porcentaje de

la carga suministrada al sistema eléctrico nacional y que llega a ser 99.00 %.

En aquellas partes del sistema en donde la transmisión es radial y no se tienen

circuitos dobles este porcentaje se reduce ya que se tiene menor disponibilidad en la

transmisión durante la ocurrencia de contingencias y también menor disponibilidad

para libranzas para mantenimientos o cambios de componentes.

Se observa que hay algunas variantes en cuánto a las causas de fallas para cada

nivel de tensión. Para los fines del manejo de la información las causas de falla en las

líneas de transmisión se agruparan en dos categorías: Fallas externas y Fallas internas.

Las primeras son aquellas que no están relacionadas directamente con los elementos o

componentes de la línea de transmisión. Dentro de esta categoría se encuentran las

descargas atmosféricas, la contaminación, la brecha, la quema de caña, etc. Como causas

internas se entiende las fallas en los componentes de la línea, es decir conductores,

cable de guarda, aisladores, herrajes, torre, etc. y en la que están relacionados

directamente de alguna manera los datos de las especificaciones y los valores de diseño.

6.7.2 LOS INDICES DE SALIDA Y LAS CANTIDADES RELACIONADAS.

Aun cuando las subestaciones eléctricas a través de sus componentes

incorporan un mínimo determinado de fallas, es claro de las estadísticas de fallas en el

sistema que el mayor porcentaje proviene de las fallas en las líneas de transmisión.

Se ha observado del análisis de las estadísticas de fallas en las líneas de

transmisión que en las causas externas de fallas existe una variación estacional que

requiere de una observación más cuidadosa a futuro ya que es notorio el efecto de las

variaciones climatológicas especialmente en lo que se refiere al desplazamiento de las

estaciones de lluvia ya que esto podría distorsionar los datos a tal grado que no se

tendría una comparación confiable de los mismos.


141 | P á g i n a

Se decidió que a partir de los datos reportados de las estadísticas de falla y los

tiempos fuera por maniobra y causas ajenas se determina la indisponibilidad de las

líneas sobre las bases siguientes:

Un análisis comparativo de los datos.

Una verificación de las causas identificadas de salidas de líneas de

transmisión.

Un análisis de las variaciones estacionales y el comportamiento de las

líneas de transmisión con diseños normalizados (actuales) para las torres.

6.8 FALLAS CONSIDERADAS

Entre las salidas producidas por descargas atmosféricas se deben distinguir dos

tipos: las salidas debidas a fallas de blindaje y por flameo inverso.

Sumando las salidas por falla de blindaje con las debidas al flameo inverso, se

obtiene un número total de salidas de la línea debidas a descargas atmosféricas.

Este número debe ser menor o igual que un determinado valor de diseño, que

deben determinar las compañías dueñas de la línea, de acuerdo con la mayor o menor

repercusión que pueda tener una salida de la línea sobre el resto del sistema y sobre la

carga que está alimentando.

6.8.1 CAUSAS DE SALIDAS POR DESCARGAS ATMOSFERICAS

La aparición de una sobretensión de origen atmosférico en una línea aérea

puede ser debida a uno de los mecanismos siguientes:

La descarga cae sobre un conductor de fase debido a un blindaje insuficiente del

cable de tierra o a la inexistencia de éste; se produce una falta si la onda de

tensión supera la rigidez dieléctrica del aislamiento, (fallas de blindaje)

La descarga cae sobre un cable de tierra o un poste, en ambos casos una parte

de la corriente del rayo termina propagándose a tierra donde originará


142 | P á g i n a

sucesivas reflexiones que pueden dar lugar a una tensión superior a la rigidez

dieléctrica del aislamiento entre el poste y alguno de los conductores de fase

(fallas por flameo inverso).

La descarga cae en las cercanías de una línea aérea, pudiendo inducir en ésta

tensiones superiores al nivel de aislamiento.

El parámetro que más influye para que salga la línea por causas de flameo

inverso es la resistencia de la torre, mientras que el parámetro mas influyente en la falla

por blindaje, es el nivel ceráunico.

6.8.2 FALLAS DE BLINDAJE

En condiciones ideales, el aislamiento de las líneas de transmisión debe tolerar

cualquier sobrevoltaje que se presente en ellas, pero la longitud de las cadenas de

aisladores y las distancias mínimas de aire deberán ser tan grandes que el costo del

aislamiento resulta exageradamente alto, por consiguiente se diseña el aislamiento de

las líneas de tal manera que soporte todo sobrevoltaje interno (sobrevoltajes por

maniobra y sobrevoltajes de baja frecuencia), pero no todo impulso de voltaje

ocasionado por descargas atmosféricas (sobrevoltaje externo). La idea de blindar una

línea de transmisión es como su nombre lo indica crear un blindaje que proteja los

conductores, de tal manera que las descargas se desvíen a tierra por medio de ella, una

especie de pararrayos horizontal sobre toda la línea, y este blindaje lo cumple el cable

de guarda.

El elemento protector o guardia (cable de guarda) tiene entonces por finalidad

atraer sobre si la descarga y conducirla a tierra, de la forma que no dañe a los elementos

protegidos. Este efecto se denomina “apantallamiento o blindaje” y constituye uno de

los medios más utilizados para el control de los rayos.

Está claro que mientras más alto esté el elemento protector sobre los elementos

protegidos, mayor será la probabilidad de intercepción de un rayo, y por lo tanto

existirá un mayor grado de protección.

Pero por otra parte, subsiste la probabilidad de que el rayo no sea interceptado,

esta ocurrencia se denomina “falla de blindaje” una elevación extrema de la guardia

produce situaciones no aceptables en ingeniería e incrementan excesivamente los


143 | P á g i n a

costos de la protección, por lo que una cierta probabilidad de falla de blindaje debe ser

aceptada.

Existen metodologías más o menos sencillas para la ubicación de la posición efectiva de los cables de guarda. La más sencilla de todas, es mediante una gráfica como la de la figura 6.1, en la cual se encuentra la combinación de altura del cable con el ángulo de apantallamiento, los cuales producen un buen funcionamiento de líneas de alto voltaje.

Figura 6.1 Guía para el diseño del cable de guarda. 6.8.2.1 PROBABILIDAD DE FALLA DE BLINDAJE

Existen varios métodos cuyo resultado de una determinada posición del cable de guarda, define una probabilidad de falla de blindaje. El más directo de estos métodos es el que se basa en la ecuación de Burgsdorf-Kostenko:

log(𝑃𝜃) = 𝜃𝑆 ℎ2

2 ∗ 90 − 2

𝜃𝑆= Angulo de blindaje, grados. 𝑃𝜃=Probabilidad de falla de blindaje (%). h= Altura de cable de guarda, metros.


144 | P á g i n a

Para encontrar el número de fallas por apantallamiento, se multiplica 𝑃𝜃/100 por el número de descargas directas a la línea, por 100 km de longitud y por año. 6.8.3 FALLA POR FLAMEO INVERSO

Cuando una descarga cae sobre el cable de guarda, viaja hasta la torre más

cercana (a cada lado del punto de impacto), donde busca su camino a tierra. Parte de la

onda de choque se reflejará por el cable de guarda hacia atrás, parte se refractará por

el cable hacia delante y la mayor parte baja por la torre hacia tierra. Debido a la

impedancia de la torre y a la resistencia de puesta a tierra, se forman a todo lo largo de

aquella voltajes de un valor bastante alto. Cuando el voltaje en la cruceta es muy alto

con respecto al conductor, tenemos el flameo cuyo punto de mayor voltaje es la cruceta,

llamado flameo inverso (back flashover). Este flameo puede ocasionar, dependiendo del

sistema de protecciones, una salida de la línea.

6.8.3.1 PROBABILIDAD DE FALLA POR FLAMEO INVERSO

La probabilidad de que se produzca un flameo inverso es la probabilidad que la

corriente de una descarga atmosférica sea igual o superior a la corriente crítica (IC). Dicha

probabilidad se muestra en la siguiente ecuación:

𝑃(𝐼 ≥ 𝐼𝐶) = 𝑃 (𝐼𝐶)

= ∫ ∫ 𝑓(𝐼|𝑡𝑓) ∗ 𝑓(𝑡𝑓) 𝑑𝐼 𝑑𝑡𝑓

∞

𝐼𝐶

∞

0

𝑓(𝐼|𝑡𝑓)= Función de densidad de probabilidad condicional de I dado tf.

𝑓(𝑡𝑓)= Función de densidad de probabilidad de tf.

Con tf, tiempo de frente de la onda de impulso de rayo (en µs).

La tasa de fallas producidas por flameo inverso (FI), corresponde a la probabilidad de que la corriente de rayo exceda la corriente crítica multiplicada por el número de rayos que impacta la línea.

ggt25.1 s1.0)h2h(0133.0)04.0(NDL


145 | P á g i n a

Donde:

ht = altura de la estructura (torre).

hg = altura del cable de guarda.

Sg = claro del cable de guarda.

∴ 𝐹𝐼 = 𝑁𝐷𝐿 ∗ 𝑃(𝐼𝐶)

La unidad que en que se mide el FI es (fallas/100 km – año).

6.9 CRITERIOS DETERMINISTICOS Y PROBABILISTICOS PARA LA

EVALUACIÓN DE CONFIABILIDAD.

El criterio determinista fue el primero en ser adoptado y es todavía ampliamente usado en muchos países especialmente para la evaluación de la confiabilidad en sistemas de transmisión como es el caso del sistema eléctrico uruguayo. Sin embargo, como una nueva aproximación metodológica y con las facilidades computacionales actuales disponibles, el criterio probabilístico ha ganado mucho terreno.

Es ya usado por muchas empresas para la evaluación de la confiabilidad en

sistemas de generación, y está en fase de desarrollo e implementación en sistemas compuestos debido a los cambios en las regulaciones en los sistemas eléctricos.

Monitoreando y registrando datos de cada evento en los cuales hay falta de

confiabilidad, se obtienen índices de riesgo que forman una base numérica para establecer métodos de análisis de la performance de la operación de los sistemas eléctricos presentes y futuros.

Estos conceptos podrían ser integrados dentro de los criterios de diseño en la

fase de planeamiento, dado que ésta se realimenta constantemente desde el lado de la operación.

6.9.1 CRITERIOS DETERMINÍSTICOS

Los criterios determinísticos se deducen examinando un cierto número de

situaciones restrictivas (condiciones de carga y de salidas de equipos) para verificar la solidez de los sistemas de generación y/o transmisión. Estas situaciones se basan en casos considerados a priori como muy riesgosos para el sistema (por ejemplo: pico anual de potencia con pérdida de la mayor unidad de generación). La hipótesis subyacente es que si las funciones del sistema están protegidas para estas situaciones,


146 | P á g i n a

lo mismo es cierto para todos los otros casos más favorables (demandas menores que el pico anual). Las ventajas del criterio determinista son:

Su claridad conceptual. El número limitado de casos a examinar El hecho de que existen herramientas disponibles para este cometido, como por

ejemplo flujos de carga AC, que proveen una detallada y precisa descripción de la performance del sistema.

Dichos criterios con frecuencia corresponden a una extensión a la fase de planeamiento de las técnicas usadas en la operación del sistema.

Con respecto a los inconvenientes:

No tiene en cuenta la probabilidad de ocurrencia de los casos considerados. La selección de la lista de los casos restrictivos depende inevitablemente de la

experiencia del planificador y/u operador. Por lo tanto, existe siempre un riesgo de omitir ciertos casos, que se incrementa debido a que la naturaleza de los casos riesgosos cambia constantemente con el tiempo de forma muy sutil y en algunos casos de forma imperceptible.

6.9.1.1 CRITERIO PARA EL SISTEMA DE GENERACIÓN

El indicador usado frecuentemente es el Margen de Reserva, que es igual al

cociente de la capacidad instalada con el pico anual de potencia menos uno.

𝑴𝑹 =𝑷𝒎𝒂𝒙_𝒊𝒏𝒔𝒕𝒂𝒍𝒂𝒅𝒂

𝑷𝒎𝒂𝒙_𝒂𝒏𝒖𝒂𝒍− 𝟏

El valor requerido es determinado teniendo en consideración el tamaño del

sistema, el tamaño de la mayor unidad generadora o el número de unidades en mantenimiento, además de otros factores. Asumiendo que el sistema de generación está todo conectado sobre una misma barra, el problema se simplifica ya que no se consideran los componentes de transmisión.

El índice basado en el porcentaje de reserva está siendo gradualmente sustituido

por otros índices basados en cálculos probabilísticos. Por ejemplo, ciertos países indican el rango del margen de reserva al cual conduce el uso de criterios probabilísticos.


147 | P á g i n a

Otros tipos de criterios han sido adoptados para sistemas donde la hidro generación constituye una considerable parte del total de la potencia instalada. En estos casos, un criterio energético es usado con respecto a la porción de la demanda total que es suministrada por las unidades hidroeléctricas. 6.9.1.2 CRITERIOS PARA EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN

La sección previa menciona la tendencia histórica de pasar a usar índices

probabilísticos en lugar de índices determinísticos para los sistemas de generación. una vez que el concepto de que los fenómenos aleatorios pueden ser tratados de una forma probabilística es aceptado, los algoritmos computacionales son relativamente fáciles de implementar. En un sistema de transmisión, por otro lado, el cálculo es mucho más complicado: en primer lugar, el problema tiene una dimensión espacial, debido a que el sistema se extiende a través de un territorio geográfico y en segundo lugar, se deben cumplir las leyes fundamentales de los circuitos eléctricos (leyes de Kirchhoff).

Los flujos de potencia y voltaje dependen obviamente de la disponibilidad de los componentes del sistema y otros aspectos de confiabilidad del mismo.

Varias simplificaciones deben ser adoptadas: uso de flujos de potencia lineales

DC en lugar de flujos de potencia completos no lineales AC, por ejemplo, o limitando el número de contingencias superpuestas a ser examinadas. A pesar de este esfuerzo, recurrir a índices probabilísticos para la evaluación de la confiabilidad de grandes sistemas de transmisión, implica todavía la implementación de modelos sofisticados, grandes programas de computación así como el hardware asociado. Es fácil entender debido a esto por qué muchos países continúan usando criterios deterministas para la evaluación de la confiabilidad de los sistemas de transmisión. El procedimiento general para la aplicación del criterio determinista se describe a continuación:

Se selecciona uno o varios casos base para probar la capacidad del sistema. Esto debe corresponder a situaciones de operación consideradas restrictivas o riesgosas a priori y son el resultado de la experiencia combinada de los operadores y los planificadores del sistema. Los casos base pueden diferir en condiciones de carga, en el despacho de la generación (correspondientes a diferentes mantenimientos y condiciones de salidas forzadas, con la disponibilidad de unidades dadas en línea acorde con un orden de prioridades basado usualmente en costos de operación) y en la configuración de la red eléctrica (correspondiente a varias condiciones de mantenimiento y/o condiciones de salida forzada de equipos, con los componentes disponibles usualmente estando estos todos en servicio).


148 | P á g i n a

Se somete cada caso base a una serie de incidentes de generación y/o transmisión y se examina como el sistema soporta las mismas desde varios puntos de vista:

Que el flujo a través de los componentes del sistema se mantiene dentro de los límites permisibles: usualmente sus valores nominales bajo condiciones de régimen (generalmente, sus límites térmicos, algunas veces combinados con los límites de estabilidad). Algunos países permiten temporalmente valores mayores de flujo que los permitidos en los transformadores para incidencias que implican la salida de dos o más componentes de la red o por salidas de corta duración y algunas veces usan diferentes valores máximos acorde a la época del año.

Que el cambio de voltaje en un nodo determinado del sistema se

mantenga dentro de los límites permisibles: acorde a datos obtenidos por inspección y/o fabricación, y además estos límites varían de acuerdo al voltaje nominal en un rango comprendido entre el 85% y el 110 % aproximadamente.

Algunos países usan diferentes procedimientos y criterios dependiendo del área

o función de la sección del sistema de transmisión bajo consideración (inyección de

generación, suministro de carga, interconexión). En los hechos, no existe una práctica

uniforme, pero los criterios deterministas más ampliamente usados pueden ser

clasificados idealmente a pesar de todo en dos grandes categorías, conocidas como N-1

y N-2, de acuerdo al número de componentes de la red involucrados en la falta o falla

del sistema.

Criterio N-1: la inestabilidad y la separación incontrolada o la salida en cascada de elementos del sistema, no pueden ser el resultado de la contingencia simple más severa aplicada al sistema. También se dice que un sistema cumple con el criterio N-1 si al aplicarle la contingencia simple mas severa, el sistema sigue en condiciones aceptables de funcionamiento considerando que los flujos en las canalizaciones se mantienen dentro de límites normales de operación, los voltajes no superan los niveles de aislación de los equipos, no existen inestabilidades de ningún tipo, no existen actuaciones de protecciones y no existen desconexiones forzadas de carga o equipos. La aplicación del criterio N-1 consiste en la simulación de una pérdida de un componente de la red (línea, cable, transformador, algunas veces un componente de compensación de potencia reactiva) o un generador. Mientras que todos los países que han tomado este criterio consideran la salida de un componente, muy pocos países toman en consideración la salida de generación.


149 | P á g i n a

Criterio N-2: la inestabilidad y la separación incontrolada o la salida en cascada

de elementos del sistema, no pueden ser el resultado de la contingencia doble más severa aplicada al sistema. La aplicación del criterio N-2 consiste en la simulación de la salida simultánea de dos componentes, ya sean dos componentes de la red o un componente de la red junto con un componente de generación. Su uso no es tan extendido como el criterio N-1 debido a que la falla simultánea de dos componentes se considera improbable: la idea subyacente detrás de este criterio es que la apertura de dos componentes se da generalmente en la misma región durante una situación de operación de perturbación, tal como en el período de pico de potencia (que dura sólo un pequeño período de tiempo) en el cual una doble contingencia puede llegar a tener serias consecuencias. La probabilidad de que ocurra un incidente de este tipo es sin embargo juzgada como muy pequeña.

Algunos países simulan N-2 incidentes construyendo los casos base con los casos

examinados de acuerdo al criterio N-1. Otros exámenes de casos especiales de incidentes dobles pueden llegar a ser más serios para el sistema, como por ejemplo, la pérdida de dos de las principales líneas en cascada, llevando el sistema al colapso. 6.9.1.3 CRITERIOS BASADOS EN OTRAS INCIDENCIAS.

Algunos países consideran incidentes aún más serios que los examinados anteriormente. Por ejemplo:

Pérdida de un conjunto de barras (y sus correspondientes líneas).

Incidentes múltiples o aperturas en cascada, que no es considerada por el criterio de confiabilidad y causa disturbios mayores. Debido a que estas incidencias múltiples son poco probables, se asume que

ocurren fuera del período de pico y no es necesario invertir en componentes del sistema para soportar estos casos. Sin embargo la utilidad de esto radica en que se toman las medidas operativas necesarias para poder evitar el colapso del sistema como consecuencia de las aperturas en cascada que se puedan originar. Dentro de las maniobras a considerar se dispone de: introducción de reservas de potencia reactiva, operación de dispositivos de control remoto para disparar ciertas cargas del sistema, sistemas controlados de división de la red, uso de limitadores de generación (estatismo), cambios de los esquemas de generación y de trasiegos de cargas o equipos de la red.


150 | P á g i n a

6.10 CRITERIOS PROBABILÍSTICOS

Debido a la naturaleza aleatoria de los fenómenos que afectan la evaluación

cuantitativa de la confiabilidad de los sistemas eléctricos de potencia, se tiende a pasar de criterios e índices determinísticos a criterios e índices probabilísticos.

La gran razón por la cual estos métodos no han sido utilizados en el pasado es la

falta de datos, limitación en los recursos computacionales, ausencia de técnicas realistas de confiabilidad, aversión al uso de técnicas probabilísticas y la mala interpretación del significado de los criterios probabilísticos e índices de riesgos. Hoy en día, muchas empresas tienen base de datos, las facilidades computacionales han sido incrementadas, y muchos ingenieros han trabajado en la comprensión de las técnicas probabilísticas. Aun cuando las técnicas de evaluación de la confiabilidad están siendo altamente desarrolladas existe sin embargo escasez general de programas para aplicar estas técnicas en grandes sistemas. El estudio de los índices de confiabilidad en sistemas compuestos responde a tres preguntas esenciales:

Cómo introducir el reconocimiento adecuado de las incidencias dependientes de las salidas de los componentes del sistema de transmisión.

Cómo manejar el gran número de estados posibles.

Cómo incorporar las estrategias de operación para aliviar las sobrecargas en el sistema de transmisión.

Con respecto a la dependencia, se puede notar que la salida de nodos

importantes, incluido la salida de nodos comunes que involucran varias unidades o salidas múltiples debido a eventos originados en alguna subestación, debería ser incluida en la lista de contingencias. El riesgo asociado a estas salidas de múltiples componentes debidas a causas dependientes pesa más que el riesgo asociado a salidas independientes superpuestas. Especial atención debe ser puesta al riesgo de perder líneas que estén físicamente sobre la misma estructura de torres o aquellas que estén muy próximas. Se debe considerar también el incremento en el riesgo de perder líneas aéreas en forma superpuesta durante períodos de tiempo adverso.

Para detectar éstos casos siempre es deseable hacer el análisis de confiabilidad

del comportamiento de las subestaciones en conjunto con estudios dinámicos y estáticos del sistema, para determinar: los modos específicos en que los componentes del sistema de transmisión pueden fallar, el modo en que los relés de protecciones pueden estar operando mal y ver en qué forma la operación de ciertos interruptores pueden llevar a una falla del sistema.


151 | P á g i n a

La segunda pregunta, referida a la forma de manejar el gran número de estados de contingencias, concierne a un criterio computacional. Teóricamente el estudio de la confiabilidad implica el análisis de todos los estados de contingencia posibles, o en lo posible un gran número de ellos, para estimar índices con bastante precisión. Esto puede llegar a ser un trabajo formidable, consideremos por ejemplo un sistema con 70 componentes. Permitiendo que cada línea o generador tenga solo dos estados posibles (disponible o no disponible), el número de estados posibles en que se puede encontrar el sistema es de 270.

Obviamente un análisis exhaustivo de todos los estados posibles del sistema es

imposible, por lo que el número considerado de estados debe ser limitado, por ejemplo, de acuerdo a su contribución a los índices de riesgo. Esto puede ser hecho por medio de valores umbrales para seleccionar los estados basados en su probabilidad de ocurrencia: un estado es considerado sólo si su probabilidad de ocurrencia es mayor que un valor umbral. Pero seleccionar los valores umbrales depende de los riesgos de falla y en el tamaño relativo del sistema.

Un estudio alternativo, consiste en limitar el número de estados de contingencia a ser investigados, por aquellos que son más propensos a presentar fallas.

Otra cuestión a considerar es el tamaño del sistema usado para representar el

sistema de potencia para los estudios de confiabilidad. Dos aspectos están involucrados en esto: el tamaño del modelo que representa apropiadamente el flujo en la red bajo condiciones de contingencia y el tramo de la red dentro del cual cada contingencia puede ser considerada. El tiempo de máquina que se necesita para resolver los problemas de flujo de carga tiende a variar linealmente con el tamaño del sistema (número de barras). El número de estados a ser investigados tiende a ser proporcional a:

𝑁!

(𝑁 − 𝐾)!𝐾!

Donde N: es el número de elementos (líneas, transformadores y generadores) sujetos a salidas. K: es el número de contingencias a ser estudiadas.

Si el sistema en estudio es lo suficientemente grande, es muy probable que en la mayoría de los casos la existencia de más de una línea fuera de servicio no represente una condición forzada para el sistema. Contingencias múltiples generalmente representan un problema cuando suceden muy cerca geográficamente y no cuando suceden a gran distancia unas de otras.


152 | P á g i n a

Cuando la inquietud es modelar la respuesta del sistema a los disturbios, deben ser determinados los flujos de potencia por los equipos, voltajes en el sistema y las potencias generadas para ser analizadas para cada estado. También es requerido que sean desarrollados modelos de las políticas de operación para representar las acciones correctivas y la asignación de recursos. Cada estado de contingencia debe ser examinado en cuanto a la violación de criterios de calidad de servicio, como por ejemplo voltajes dentro de ciertos límites así como eventos que impliquen pérdida de carga. Este estudio puede ser hecho mediante flujos de carga AC, o si se desprecia el componente reactivo del sistema, mediante flujos de carga DC.

Para cada estado a estudiar es necesario realizar un análisis de flujo de carga y

algoritmos para simular acciones correctivas (en caso de ser necesario) para llevar al sistema a una situación aceptable desde el punto de vista de la calidad de servicio, lo cual implicará un tiempo importante de cálculo computacional.

Para cada contingencia en una unidad de generación, el despacho debe ser

modificado para compensar la pérdida de generación, mientras que para cada contingencia en transmisión deben hacerse test para ver la topología de la red. Para ambos tipos, si la carga de una línea o de un transformador resulta excesiva, o si los voltajes en las barras resultan inaceptables, el estudio toma acciones para normalizar el sistema como por ejemplo: cambiar el TAP de los transformadores, redespachar generación o cortar selectivamente ciertas cargas.

La evaluación de la confiabilidad en un sistema eléctrico compuesto involucra

modelos y estrategias para sistemas de grandes dimensiones, por lo que es fundamental

que el número de estados en estudio no sea mayor a lo que los resultados puedan

garantizar (compromiso entre tiempo de cálculo y exactitud en los resultados). De igual

forma las líneas y transformadores bajo contingencias deben ser limitados a aquellos

que tengan un impacto significativo en la región bajo observación. Equivalentes de la

red pueden ser empleados para simular el efecto total de una parte del sistema sin tener

que involucrar elementos individuales en la solución. Una elección cuidadosa de

equivalentes puede ser empleada para incorporar la reserva de generación en áreas

distantes sin tener que entrar en el detalle de cada unidad generadora.

Las técnicas de evaluación de confiabilidad caen dentro de varias categorías: enumeración de estados, simulación de Monte Carlo y método de probabilidad condicional. 6.10.1 MÉTODOS DE CÁLCULO PROBABILÍSTICOS EN LA MODELACIÓN EN

EL ESPACIO DE ESTADOS

Dos grandes aproximaciones han sido desarrolladas para el cálculo de la

confiabilidad en sistemas compuestos: enumeración y simulación.


153 | P á g i n a

6.10.1.1 TÉCNICA DE ENUMERACIÓN DE ESTADOS

La técnica de enumeración de estados (analítica) consiste en determinar por

extensión los estados en que se puede encontrar el sistema bajo estudio. La técnica analítica representa el sistema por medio de modelos matemáticos

simplificados y evalúa los índices de confiabilidad de esos modelos usando soluciones matemáticas. Cuando la red es tomada en consideración, es indispensable el modelado de las leyes del sistema y las políticas de operación, aún mediante técnicas analíticas.

El inconveniente que surge bajo éste enfoque es la dimensionalidad que

adquiere el problema dado que la cantidad de estados factibles depende exponencialmente tanto del número de componentes presentes como la cantidad de estados posibles para cada uno de ellos. El procedimiento general abarca tres pasos:

Selección sistemática de estados y su evaluación. Clasificación de contingencias acorde a criterios predeterminados de fallas. Compilación de los índices apropiados de confiabilidad predeterminados.

El número total de contingencias seleccionadas en el primer paso puede ser

reducido por clasificación de acuerdo a criterios específicos, usando niveles de contingencias predeterminados o usando también criterios de probabilidad o frecuencia de corte. La clasificación puede implicar un modelo de la red del sistema o usar representaciones de flujo de carga AC o DC. El uso de ciertos modelos depende de la configuración del sistema o en la necesidad de reconocer ciertas condiciones del sistema así como ciertos factores de análisis. Una representación completa que implique flujos de carga AC, en lugar de flujos DC o modelos de transporte, implica una mayor precisión a expensas de un tiempo mayor de cálculo.


154 | P á g i n a

Figura 6.2 Estructura básica de la técnica de enumeración de estados

6.10.1.2 SIMULACIÓN DE MONTE CARLO

Consiste en la simulación de una gran cantidad de situaciones, generadas en

forma aleatoria, donde los valores de los índices de confiabilidad corresponden a los momentos de las distribuciones de probabilidad asociadas al estado del sistema.

La aproximación de Monte Carlo es una buena elección cuando se tienen que calcular índices en el sistema de transmisión o sea para sistemas compuestos. Esta es una técnica que puede ser definida como, matemática experimental y su conveniencia aumenta a medida que el problema de simulación se vuelve más complejo y más difícil de manejar en forma analítica. La ventaja propia de este método radica en la factibilidad que ofrece de tener en cuenta teóricamente cada variable aleatoria, cada contingencia y la posibilidad de adoptar políticas de operación similar a las reales. Monte Carlo permite además una muy buena comunicación entre los departamentos de operación y programación, debido a que los factores o índices usados son aproximadamente los


155 | P á g i n a

mismos. La única desventaja puede llegar a ser el gran tiempo de computación usado, dependiendo de la capacidad computacional disponible y sus costos.

La enumeración y la simulación no son mutuamente excluyentes y versiones

híbridas de estos métodos han sido desarrolladas para aprovechar en forma combinada las eficiencias de cada uno. Por ejemplo, la enumeración es muy efectiva para determinar la capacidad de generación y el margen de reserva, mientras que la simulación es generalmente mejor para tratar sistemas complejos o que implican modelos de operación, acciones correctivas y estrategias de asignación de recursos. 6.10.1.3 MÉTODO DE PROBABILIDAD CONDICIONAL

Asume un tratamiento independiente para cada sistema, generación y

transmisión, bajo la hipótesis que el modelo de flujo de potencia en el sistema de transmisión es independiente del estado de las unidades generadoras. El estudio para cada sistema puede realizarse tanto por la técnica de enumeración de estados como por simulación de Monte Carlo. Posteriormente se usa la expresión de probabilidad condicional para determinar la estadística de falla del sistema compuesto generación/transmisión. 6.10.1.4 MODELACIÓN CRONOLÓGICA - MONTE CARLO SECUENCIAL

Dentro de la modelación cronológica (modelación del sistema en el cual se tiene

en cuenta la evolución temporal del mismo) se encuentra la simulación de Monte Carlo

secuencial. Se basa en la generación de múltiples cadenas de estados de período T

(periodo de la simulación del estudio), por ejemplo series anuales, que representan la

evolución del sistema a lo largo del tiempo y que son evaluadas posteriormente a objeto

de obtener patrones e índices del sistema frente a los distintos requerimientos de sus

clientes, considerando adicionalmente sus propias limitaciones e indisponibilidades

(mínimos y máximos técnicos, fallas, mantenimientos programados, etc.) Para la

generación y selección de los estados del sistema existen dos alternativas: la generación

de estados síncrona y la asíncrona.

La generación síncrona o método del tiempo discreto consiste en el sorteo en un instante ti del estado de un sistema en el instante ti+1 = ti + At considerando su estado inicial en t = ti y las probabilidades de cambio en el intervalo At dado. Tiene en cuenta pasos de tiempos regulares sin dar mayor importancia a los cambios de estado en instantes intermedios.

La generación asíncrona o método de suceso discreto desplaza el momento de análisis al instante que algún componente del sistema cambie de estado, por lo que considera pasos de tiempo muy irregulares. El instante del próximo evento está determinado por el mínimo de los tiempos de cambio de estado de cada uno


156 | P á g i n a

de los componentes del sistema, tiempos que deben ser estimados basándose en la distribución de probabilidades asignada tanto al proceso de falla de un componente como al de reparación. Normalmente sólo se tienen valores promedio y no una distribución de probabilidades, por lo que se usa una distribución de probabilidades exponencial en conjunto con el tiempo medio de disponibilidad MTTF (Mean Time to failure) en sorteo de fallas y en el caso de reparación junto al tiempo medio de indisponibilidad MTTR (Mean Time To Repair).

6.10.1.5 METODOLOGÍAS HÍBRIDAS - MONTE CARLO PSEUDO-SECUENCIAL

Considerando que la mayoría de los estados corresponden a estados sanos o sea

no contribuyen a los índices de confiabilidad evaluados, surge la posibilidad de aplicar algoritmos de carácter mixto, que combinan las bondades de los dos métodos. Un ejemplo es la Simulación de Monte Carlo Pseudo- Secuencial. Realiza la generación de cadenas de estados de manera secuencial pero analiza solo los estados resultantes de un sorteo de una manera no cronológica. La información de las secuencias es utilizada en aquellos casos en que el estado sorteado, una vez analizado, presenta un desabastecimiento en algún punto del sistema. 6.10.1.6 MONTE CARLO NO SECUENCIAL

En la simulación de Monte Carlo no secuencial se efectúa el análisis de los

estados sorteados en base a su distribución de probabilidades y junto con la

enumeración de estados y el método de probabilidad condicional integran una

modelación en el espacio de estados, utilizando condiciones instantáneas para efectuar

su evaluación.

Como se deduce la simulación de Monte Carlo puede clasificarse en no secuencial, secuencial o pseudo-secuencial. 6.10.2 ALGUNAS OBSERVACIONES SOBRE LAS TÉCNICAS DE MODELACIÓN

VISTAS

En la modelación en el espacio de estados, al usar valores instantáneos para

efectuar la evaluación, se ignoran en sus cálculos la evolución del sistema en el tiempo, como por ejemplo, la frecuencia y la duración de las interrupciones.

Considerando el tiempo en los cálculos se pueden incorporar factores externos

que influyen sobre el desempeño del sistema como por ejemplo la respuesta a los requerimientos del consumo. La modelación cronológica demanda una mayor cantidad de recursos y esfuerzo computacional por la mayor cantidad de información a manejar


157 | P á g i n a

así como por su lenta convergencia. Debido a esto no es usado extensivamente si existen métodos alternativos analíticos disponibles. Teóricamente la modelación cronológica, incluye cada efecto o proceso del sistema, que en el caso del método analítico solo puede ser aproximado, y produce índices más cercanos a los usados por los operadores y usuarios del sistema. Si bien el método de probabilidad condicional reduce el número posible de estados (simplificación de los cálculos), la desventaja del mismo es que la mayoría de los sistemas no se amoldan a la hipótesis de que los flujos de transmisión son independientes de los estados de las unidades generadoras.

Naturalmente, las diferentes técnicas pueden evaluar los mismos índices de riesgo. La comparación de los valores numéricos obtenidos ofrece una mayor comprensión de los límites. Con la herramienta analítica, la estructura del sistema y de sus componentes se simplifica bastante con respecto al método de Monte Carlo, y el volumen de experimentos y por lo tanto el tiempo computacional, se reduce también. La comparación es esencial para los planificadores para familiarizarse con estos métodos y, sobre la base de su experiencia y buen sentido, juzguen que herramienta es apropiada para su problema en particular.


158 | P á g i n a

CAPITULO 7._ SIMULACIO N Y DETERMINACION DE LOS INDICES DE SALIDA DE LA LINEA. 7.1 INTRODUCCION

La Referencia IEEE 1997 contiene un pequeño programa informático llamado

FLASH. Este programa es esencialmente una versión digital de un método de estimación

publicado en EPRI 1982. No maneja descargadores. Sin embargo, algunos éxitos sobre

análisis de fallas se han alcanzado con este programa. Este programa calcula las tasas

de flameo y fallas de blindaje por descargas de rayos en líneas de transmisión aérea de

energía eléctrica, de acuerdo con IEEE STD. 1243 y 1410. New BSD License e IEEE

Copyright.

El programa realiza cálculos de manera interna dentro de su código lógico. Si se dispone de datos detallados y fiables, las tasas medianas de flameo por un rayo se pueden calcular bastante bien mediante el uso de este programa o software de predicción de rendimiento.

Este programa de simulación se utiliza para evaluar los fallos de blindaje

esperados para cualquier geometría propuesta del cable de guarda. El programa FLASH IEEE Versión 1.81 requiere los siguientes datos para poder

determinar el índice total de salidas debido a dos tipos de falla, falla de blindaje y falla

de flameo inverso:

Densidad de Rayos a Tierra (GFD)

Separación entre Estructuras (Span)

Diámetro de Conductores de Fase

Diámetro de Cables de Guarda

Flecha de Conductores de Fase (Sag)

Flecha de Cables de Guarda (Sag)

Número de Conductores por Fase (Bundled)

Separación entre Conductores de Fase (Spacing)

Longitud de la Cadena de Aisladores (SI)

Angulo de Desfasamiento

Tensión Nominal

Tipo de Corriente (AC/DC)

Resistencia al Pie de la Torre

Altura de la Estructura

Diámetro de la Estructura

Para efectos de estudio se analizaran 6 casos diferentes con condiciones diferentes.


159 | P á g i n a

Figura 7.1 Ventana principal del programa FLASH IEEE Versión 1.81.

En la Figura 7.1 se dan a conocer los campos que contiene la ventana principal

del programa FLASH IEEE Versión 1.81, los cuales se detallan aquí:

Datos y ubicación de conductores de fase

Dimensiones y tipo de estructura

Tabla probabilística de índices de fallas

Datos y ubicación de cables de guarda

Botones de ejecución


160 | P á g i n a

7.2 DATOS GENERALES DE ESTRUCTURA ORIGINAL DE LINEA DE

TRANSMISION COMPACTA

Figura 7.2 Estructura Troncocónica para Línea de Transmisión Compacta

Tabla 7.1 Dimensionamiento Circuitos de 230 kV

TENSION NOMINAL (kV) 230

NUMERO DE CIRCUITOS 2

DISPOSICION DE CONDUCTORES VERTICAL

TIPO DE CONDUCTOR 1113 ACSR (32mm)

CABLE DE GUARDA OPGW 9.52 mm

DIAMETRO DE LA ESTRUCTURA 1 m

NUMERO DE CONDUCTORES POR FASE 2

No. DE AISLADORES POR ALTITUD 26 NORMAL (25SVC111C)

DISPOSICION DE LA CADENA DE SUSPENSION CRUCETA – AISLADOR 230 Kv

ARREGLO DE LA CADENA DE SUSPENSION CRUCETA – AISLADOR 230 Kv

LONGITUD TOTAL DE LA LINEA 15 Km


161 | P á g i n a

7.3 DATOS GENERALES CRUCETA DE AISLADOR

Figura 7.3 Cruceta de Aislador

Tabla 7.2 Dimensión del Arreglo de la Cruceta Aislador con la Cadena de Aisladores

A DE ACUERDO AL PROVEEDOR QUE SEA MAYOR (m) 3.6

B DE ACUERDO AL PROVEEDOR SIN EXCEDER (m) 3.1

C DE ACUERDO AL PROVEEDOR SIN EXCEDER (m) 5.1

D

NUMERO DE AISLADORES 25SPC12CC CON HERRAJES DE 112 Kn (TIPO J)

PIEZA 18

CADENA POLIMERICA DE HULE SILICON DE CARACTERISTICAS ELECTROMECANICAS DEFINIDAS

POR LA NRF-004 PIEZA 1


162 | P á g i n a

7.4 CASO 1

Para el estudio de la confiabilidad de una línea de transmisión compacta se

utilizaron las dimensiones originales de una línea de transmisión compacta. (Ver figura

7.2)

En el cálculo de la flecha del conductor y del cable de guarda se tiene que:

fc = 1.5% del claro

fg = 1% del claro

Dónde: fc = Flecha del conductor

fg = Flecha del cable de guarda.

Considerando un claro ideal de 150 m, se tiene:

𝑓𝑐 = 0.015 ∗ 150 = 2.25 𝑚

𝑓𝑔 = 0.01 ∗ 150 = 1.5 𝑚

Los cables de guarda están colocados con un ángulo cero respecto a los

conductores de fase, la densidad de rayos a tierra (GFD) es de 7 rayos a tierra / km2 y

la resistencia al pie de la torre se tomó de 10Ω.

Figura7.4 Resultados de simulación “Caso1”


163 | P á g i n a

7.5 CASO 2

Datos anteriores se conservan solo se presenta una modificacion del angulo de blindaje.

a) Angulo Positivo.

Figura 7.5 Resultados de simulacion “Caso 2 (a)”

b) Angulo Negativo

Figura 7.6 Resultados de simulacion “Caso 2 (b)”


164 | P á g i n a

7.6 CASO 3

Datos anteriores se conservan solo se presentan las siguientes modificaciones.

a)

ANGULO DE BLINDAJE CERO

RESISTENCIA AL PIE DE LA TORRE = 20Ω.


b)

ANGULO DE BLINDAJE POSITIVO

RESISTENCIA AL PIE DE LA TORRE = 20Ω.



165 | P á g i n a

7.7 CASO 4


En el cálculo de la flecha del conductor y del cable de guarda con la nueva distancia de

claro se tiene que:

fc = 1.5% del claro

fg = 1% del claro



Considerando un claro de 200 m, se tiene:

𝑓𝑐 = 0.015 ∗ 200 = 3 𝑚

𝑓𝑔 = 0.01 ∗ 200 = 2 𝑚

a)

CLARO = 200 m

RESISTENCIA AL PIE DE LA TORRE = 10Ω




166 | P á g i n a

b)

CLARO = 200 m





167 | P á g i n a

7.8 CASO 5


a)

CLARO = 200 m




b)

CLARO = 200 m





168 | P á g i n a

7.9 CASO 6

En este ultimo caso se consideran parametros criticos para el estudio de

confiabilidad, los datos que se modifican son los siguientes.

Densidad de Rayos a Tierra = 9 rayos a tierra / km2

Claro (Span) = 250 m

Resistencia al pie de la Torre = 25Ω

a) angulo cero

b) angulo positivo

En el cálculo de la flecha del conductor y del cable de guarda con la nueva distancia de

claro se tiene que:

fc = 1.5% del claro

fg = 1% del claro



Considerando un claro de 250 m, se tiene:

𝑓𝑐 = 0.015 ∗ 250 = 3.75 𝑚

𝑓𝑔 = 0.01 ∗ 250 = 2.5 𝑚

a)



169 | P á g i n a

b)



170 | P á g i n a

7.10 OBSERVACION DE LOS DIFERENTES CASOS.

CASO 1 Con los datos originales de distancia entre estructuras (claro), densidad de rayos a tierra (GFD) de 7 rayos a tierra / km2, resistencia al pie de la torre igual a 10Ω y un angulo de blindaje cero, el programa presenta una estimacion de indice de salidas por cada 100 Km en un año por flameo inverso igual a 0.12 y un indice de fallas por blindaje igual a 0.0. Con estos valores se obtiene el numero total de salidas al año de la linea de 15 Km, a partir de la siguientes operaciónes: 𝑆𝑢𝑚𝑎 𝑑𝑒 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒𝑠 = 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒 𝐹𝑎𝑙𝑙𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝐹𝑙𝑎𝑚𝑒𝑜 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜 + 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒 𝐹𝑎𝑙𝑙𝑎 𝑑𝑒 𝐵𝑙𝑖𝑛𝑑𝑎𝑗𝑒

𝑆𝑢𝑚𝑎 𝑑𝑒 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒𝑠 = 0.12 + 0.0 = 0.12

𝑁𝑢𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑆𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑎𝑙 𝐴ñ𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝐿𝑖𝑛𝑒𝑎 = 𝑆𝑢𝑚𝑎 𝑑𝑒 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒𝑠 ∗ 𝐾𝑚

100

𝑁𝑢𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑆𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑎𝑙 𝐴ñ𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝐿𝑖𝑛𝑒𝑎 = 0.12 ∗ 15

100= 0.018 𝑠𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑎𝑙 𝑎ñ𝑜

CASO 2 En este caso se presentan cambios en los ángulos de blindaje y se mantienen los datos originales de la estructura, así como la densidad de rayos a tierra (GFD) de 7 rayos a tierra / km2 y resistencia al pie de la torre igual a 10Ω, y el programa presenta una estimacion de indice de salidas por cada 100 Km en un año por flameo inverso igual a 0.13 y un indice de fallas por blindaje igual a 0.0 para un angulo de blindaje positivo y una estimacion de indice de salidas por cada 100 Km en un año por flameo inverso igual a 0.12 y un indice de fallas por blindaje igual a 0.0 para un angulo de blindaje negativo.

a) Angulo Positivo Con estos valores se obtiene el numero total de salidas al año de la linea de 15 Km, a partir de la siguientes operaciónes: 𝑆𝑢𝑚𝑎 𝑑𝑒 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒𝑠 = 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒 𝐹𝑎𝑙𝑙𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝐹𝑙𝑎𝑚𝑒𝑜 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜 + 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒 𝐹𝑎𝑙𝑙𝑎 𝑑𝑒 𝐵𝑙𝑖𝑛𝑑𝑎𝑗𝑒

𝑆𝑢𝑚𝑎 𝑑𝑒 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒𝑠 = 0.13 + 0.0 = 0.13


100




171 | P á g i n a

b) Angulo Negativo

Con estos valores se obtiene el numero total de salidas al año de la linea de 15 Km, a partir de la siguientes operaciónes: 𝑆𝑢𝑚𝑎 𝑑𝑒 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒𝑠 = 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒 𝐹𝑎𝑙𝑙𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝐹𝑙𝑎𝑚𝑒𝑜 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜 + 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒 𝐹𝑎𝑙𝑙𝑎 𝑑𝑒 𝐵𝑙𝑖𝑛𝑑𝑎𝑗𝑒

𝑆𝑢𝑚𝑎 𝑑𝑒 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒𝑠 = 0.12 + 0.0 = 0.12


100



CASO 3 En este caso se presentan cambios en los ángulos de blindaje y la resistencia al pie de la torre ahora es igual a 20Ω y se mantienen los datos originales de la estructura, así como la densidad de rayos a tierra (GFD) de 7 rayos a tierra / km2 y el programa presenta una estimacion de indice de salidas por cada 100 Km en un año por flameo inverso igual a 0.25 y un indice de fallas por blindaje igual a 0.0 para un angulo de blindaje cero y una estimacion de indice de salidas por cada 100 Km en un año por flameo inverso igual a 0.31 y un indice de fallas por blindaje igual a 0.0 para un angulo de blindaje positivo.

a) Angulo Cero Con estos valores se obtiene el numero total de salidas al año de la linea de 15 Km, a partir de la siguientes operaciónes: 𝑆𝑢𝑚𝑎 𝑑𝑒 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒𝑠 = 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒 𝐹𝑎𝑙𝑙𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝐹𝑙𝑎𝑚𝑒𝑜 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜 + 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒 𝐹𝑎𝑙𝑙𝑎 𝑑𝑒 𝐵𝑙𝑖𝑛𝑑𝑎𝑗𝑒

𝑆𝑢𝑚𝑎 𝑑𝑒 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒𝑠 = 0.25 + 0.0 = 0.25


100



b) Angulo Positivo Con estos valores se obtiene el numero total de salidas al año de la linea de 15 Km, a partir de la siguientes operaciónes: 𝑆𝑢𝑚𝑎 𝑑𝑒 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒𝑠 = 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒 𝐹𝑎𝑙𝑙𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝐹𝑙𝑎𝑚𝑒𝑜 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜 + 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒 𝐹𝑎𝑙𝑙𝑎 𝑑𝑒 𝐵𝑙𝑖𝑛𝑑𝑎𝑗𝑒

𝑆𝑢𝑚𝑎 𝑑𝑒 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒𝑠 = 0.31 + 0.0 = 0.31


172 | P á g i n a


100



CASO 4 En este caso se presentan cambios en los ángulos de blindaje, la resistencia al pie de la torre ahora es igual a 10Ω y la distancia entre estructuras igual a 200 m y se mantienen los datos originales de la estructura, así como la densidad de rayos a tierra (GFD) de 7 rayos a tierra / km2 y el programa presenta una estimacion de indice de salidas por cada 100 Km en un año por flameo inverso igual a 0.0 y un indice de fallas por blindaje igual a 3.10 para un angulo de blindaje positivo y una estimacion de indice de salidas por cada 100 Km en un año por flameo inverso igual a 0.14 y un indice de fallas por blindaje igual a 0.0 para un angulo de blindaje cero.


𝑆𝑢𝑚𝑎 𝑑𝑒 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒𝑠 = 0.14 + 0.0 = 0.14


100




𝑆𝑢𝑚𝑎 𝑑𝑒 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒𝑠 = 0.0 + 3.10 = 3.10


100




173 | P á g i n a

CASO 5 En este caso se presentan cambios en los ángulos de blindaje, la resistencia al pie de la torre ahora es igual a 20Ω y la distancia entre estructuras igual a 200 m y se mantienen los datos originales de la estructura, así como la densidad de rayos a tierra (GFD) de 7 rayos a tierra / km2 y el programa presenta una estimacion de indice de salidas por cada 100 Km en un año por flameo inverso igual a 0.38 y un indice de fallas por blindaje igual a 0.0 para un angulo de blindaje cero y una estimacion de indice de salidas por cada 100 Km en un año por flameo inverso igual a 0.39 y un indice de fallas por blindaje igual a 0.0 para un angulo de blindaje positivo.


𝑆𝑢𝑚𝑎 𝑑𝑒 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒𝑠 = 0.38 + 0.0 = 0.38


100




𝑆𝑢𝑚𝑎 𝑑𝑒 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒𝑠 = 0.39 + 0.0 = 0.39


100




174 | P á g i n a

CASO 6 En este caso se presentan cambio en los ángulos de blindaje, la resistencia al pie de la torre la cual ahora es igual a 25Ω, la distancia entre estructuras igual a 250 m y la densidad de rayos a tierra (GFD) de 9 rayos a tierra / km2 y se mantienen los datos originales de la estructura, y el programa presenta una estimacion de indice de salidas por cada 100 Km en un año por flameo inverso igual a 0.80 y un indice de fallas por blindaje igual a 0.0 para un angulo de blindaje cero y una estimacion de indice de salidas por cada 100 Km en un año por flameo inverso igual a 0.84 y un indice de fallas por blindaje igual a 0.0 para un angulo de blindaje positivo.


𝑆𝑢𝑚𝑎 𝑑𝑒 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒𝑠 = 0.80 + 0.0 = 0.80


100




𝑆𝑢𝑚𝑎 𝑑𝑒 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒𝑠 = 0.84 + 0.0 = 0.84


100




175 | P á g i n a

CAPITULO 8.-CALCULOS DE REFERENCIA Y ANALISIS COSTO-BENEFICIO. 8.1 CALCULO DEL INDICE DE FALLAS POR BLINDAJE.

En este capítulo, se introducirá el modelo geométrico y matemático que se utiliza para

determinar el número de descargas atmosféricas a los cables de guarda. El propósito de estos conductores o cables de guarda es actuar como colectores de los rayos o descargas atmosféricas y en la medida de lo posible para evitar que estas descargas terminen en los conductores de fase y causen una descarga disruptiva.

Sin embargo, en el caso práctico, las descargas atmosféricas pueden no ser totalmente impedidas de llegar al conductor, a menos que el conductor de fase está completamente rodeado por cables de guarda o blindaje. Además, puede ser antieconómico para proteger el conductor de modo que no se produzcan descargas disruptivas. Por lo tanto, el objetivo debe ser localizar los cables de guarda para que un determinado número de descargas atmosféricas. Por ejemplo, la meta podría ser la de proteger una línea para que la tasa de fracaso de blindaje por flameo inverso, la SFFOR, es 0,05 descargas por 100 km años. 8.2 ANTECEDENTES

Tras el desarrollo de diversos modelos simplificados como es el modelo de Warner,

Young desarrolló el modelo geométrico (GM) con el propósito principal y único de mostrar que los ángulos de blindaje deben disminuirse cuando la altura de la torre aumenta.

Antes de esta investigación, los ángulos de blindaje de aproximadamente 30 º fueron

utilizados con éxito en todas las líneas para las torres que contaban con una altura en el rango de 80 pies (24 metros), por ejemplo, una línea de 230 kV en Filadelfia con torres de 80 metros de altura tenían un ángulo de blindaje de 35 ° y presentaron un índice de flameo de 1.4/100 millas/año-, y una línea de 230 kV de Ontario Hydro, con torres de 80 metros de altura que tenían un ángulo de blindaje de 32 ° y presentaron un índice de flameo de 0,33 / 100 millas/año-. Una línea de 230 kV en Pennsylvania Water & Power con torres de 80 metros de altura y un ángulo de blindaje de 28 ° tuvieron una tasa de índice de flameo de cero.

El resultado del estudio de Young se muestra en la figura. 1, donde el ángulo de blindaje recomendado se representa frente a la altura de la torre.

Tenga en cuenta que la recomendación de Young resultó en un ángulo de blindaje de alrededor de 12 ° para la torre de 345 kV, mientras que la recomendación anterior de 30 a 35 ° es para las alturas de las torres normales de 80 a 90 pies (24 a 27 metros).Posteriormente, Armstrong y Whitehead y Brown y Whitehead desarrollaron aún más el GM.

El gradiente de desglose se modificó, se añadió una distribución del ángulo (Young asumió trazos verticales). Su recomendación es se muestra en la figura. 2, en el que el ángulo medio de blindaje se representa frente a la altura promedio cable blindado. La recomendación de Young como se muestra en la figura 8.2 utiliza la altura a la torre.


176 | P á g i n a

Figura 8.1 Recomendaciones de Young para ángulos de blindaje.

Figura 8.2 Recomendaciones de Young y Brown-Whitehead

Después de estos estudios iniciales, se llevaron a cabo más investigaciones para mejorar, extender y ampliar el GM. Aunque el modelo geométrico ha demostrado su eficacia en la determinación del ángulo de blindaje adecuado, los métodos antes mencionados se basan en una teoría mejorada de la última. Hoy en día, estos métodos no son de uso general,

An

gulo

de

Blin

daj

e, G

rad

os

Altura de la Torre, Pies

An

gulo

de

Blin

daj

e, G

rad

os

Altura de la torre (Young) o media altura de cable blindado (Br-Wh), metros


177 | P á g i n a

principalmente debido a la complejidad del cálculo. Pero por ahora el modelo geométrico es la herramienta principal.

Por lo tanto el modelo geométrico se presentó por primera vez, después de un breve vistazo a estos nuevos métodos.

La siguiente Tabla 8.1 muestra los valores ya establecidos a través de estos estudios,

para poder tener valores que ayuden de forma más rápida en el cálculo de los parámetros necesarios para determinar los índices de salidas ya sea por fallas de blindaje o por flameo inverso.

TABLA 8.1 Parámetros establecidos de acuerdo a los modelos geométricos.

rg a tierra rc a los conductores de fase y

cables a tierra Source A b A b Young 27.0 0.32 γrg

d 0.32 Brown-Whitehead 6.4 0.75 7.1 0.75

Love 10.0 0.65 10.0 0.65 IEEE-1991 T&D Committee βrc

a 0.65 8.0 0.65 IEEE-1992 T&D Committee βrc

b 0.65 10.0 0.65 Mousa and IEEE-1995 8.0 0.65 8.0 0.65

Substations Committeec Eriksson Para conductor de fase: rc = 0.67y0.6 I0.74

Para conductor de blindaje: rs = 0.67h0.6 I0.74 Para tierra: ninguno.

8.3 EL MODELO GEOMÉTRICO

8.3.1 CONCEPTO BÁSICO

Considere el concepto general tal como se representa en la figura 8.3. Para un valor

específico de corriente, arcos de radios rc se han extraído de los conductores de fase y de los conductores de la pantalla. Además, una línea horizontal de distancia rg desde la superficie de la tierra. Las intersecciones de estos arcos y la intersección de los arcos con la línea horizontal están marcados A, B, y C. Se formaran ángulos que llegan hasta el arco entre A y B y se extinguirán en el conductor de fase. Aquellos que alcanzan el arco entre B y C terminarán en los conductores del blindaje, y los que terminan más allá de A terminarán a tierra.

Suponiendo que sólo los rayos son verticales, las distancias Dc y Dg se definen en la figura 8.3 y son la distancia de exposición para los conductores de fase y conductores de la pantalla o blindaje, respectivamente. Por lo tanto para el valor específico de corriente para la que los arcos de la figura 8.3 se dibujan, el número de descargas que terminan en el conductor de fase, o la tasa de fracaso de blindaje SFR, es el área formada por Dc y la duración de los tiempos de la línea L de la densidad de descargas terreno, es decir,

𝑆𝐹𝑅𝐼 ⋮ 𝐼 = 2𝑁𝑔 𝐿 𝐷𝐶


178 | P á g i n a

Figura 8.3 El modelo geométrico, y definiciones de los ángulos y distancias.

La probabilidad de ocurrencia de esta corriente es f (I) dl de modo que el incremento de la tasa de fracaso d (SFR) es:

𝑑 (𝑆𝐹𝑅) = 2 𝑁𝑔 𝐿 𝐷𝐶 𝑓( 𝐼 )𝑑𝐼

Y el SFR para todas las corrientes es:

𝑆𝐹𝑅 = 2 𝑁𝑔 𝐿 ∫ 𝐷𝐶 𝑓( 𝐼 )𝑑𝐼𝐼𝑚

3

Como se ha señalado, los límites de integración son 3 kA e Im, donde Im es la corriente máxima por encima del cual no hay rayos que terminen en el conductor de fase.

Para explicar Im, consideremos la figura 8.4, donde el diagrama por la figura 8.3 se repite para las corrientes cada vez más altas. Como la corriente aumenta, Dc disminuye hasta que se alcanza un punto en el que todas las tres distancias se reúnen y Dc se convierte en cero. Este punto se define por la corriente Im. El límite inferior de 3 kA simplemente reconoce que el primer golpe no puede tener un valor de cero de corriente y que debe tener algún límite inferior. Dado que el valor más bajo de la corriente en los datos CIGRE es 3 kA, este fue seleccionado como el valor mínimo. Sin embargo, otros investigadores creen que los valores como 1 o 2 kA son más razonables y por lo tanto un límite inferior de cero de corriente se utiliza a veces.

Por encima de Im, como se ilustra en la figura 8.5, la distancia de exposición para los conductores de la pantalla o blindaje se convierte en D'g , así, el número de golpes o descargas a los conductores de la pantalla, N (G), es;

𝑁(𝐺) = 𝑁𝑔 𝐿 [∫ (2𝐷𝑔 + 𝑆𝑔)𝑓 ( 𝐼 ) 𝑑𝐼 + ∫(2𝐷𝑔′ + 𝑆𝑔)𝑓 ( 𝐼 ) 𝑑𝐼

∞

𝐼𝑚

𝐼𝑚

3

]


179 | P á g i n a

O desde Sg es una constante,

𝑁(𝐺) = 2𝑁𝑔 𝐿 [∫ 𝐷𝑔𝑓 ( 𝐼 ) 𝑑𝐼 + ∫ 𝐷𝑔′ 𝑓 ( 𝐼 ) 𝑑𝐼

∞

𝐼𝑚

𝐼𝑚

3

] + 𝑁𝑔 𝐿 𝑆𝑔

Figura 8.4 Definición de Im donde Dc = 0

Figura 8.5 Definición de Dg’ para I > Ic


180 | P á g i n a

8.3.2 DISTANCIA Dc y Dg

La figura 8.6 muestra un lado del diagrama del conductor de fase y cable de guarda de

la figura 8.3. El ángulo entre los dos radios de rc se define como β y es:

𝛽 = sin−1𝐶

2𝑟𝑐= sin−1

√𝑎2 + ( ℎ − 𝑦 )2

2𝑟𝑐= sin−1

( ℎ − 𝑦 )√1 + tan2 𝛼

2𝑟𝑐

Los ángulos θ y α son:

𝜃 = sin−1𝑟𝑔 − 𝑦

𝑟𝑐

𝜃 = sin−1𝑟𝑔 − 𝑦

𝑟𝑐

A partir de esta Figura:

𝐷𝑐 = 𝑟𝑐 [cos 𝜃 − cos(𝛼 + 𝛽)] 𝐷𝑔 = 𝑟𝑐 cos(𝛼 −𝛽)

Si rg es menor o igual a y, se establece θ a cero en la ecuación 8.

8.3.3 LA MÁXIMA CORRIENTE Im PARA FALLA DE BLINDAJE

La Figura 8.7 representa la situación en la que todas las distancias coinciden en

un solo punto, en donde se define Im. A partir de este diagrama, el valor de rg en Im o rgm se encuentra mediante la búsqueda de primero el valor de α como:

𝑎 = 𝑟𝑐2 − (𝑟𝑔 − ℎ)2 − 𝑟𝑐

2 − (𝑟𝑔 − 𝑦)2

Figura 8.6 Vista ampliada de la figura 8.3.


181 | P á g i n a

Figura 8.7 Localización de Im y el ángulo de blindaje perfecto.

Entonces:

𝑟𝑔𝑚 = ℎ + 𝑦

2𝑘0 [1 + √1 − 𝑘0 [1 + (

𝑎

ℎ + 𝑦)2

]]

𝑘0 = 1 − 𝛾

2 𝑠𝑖𝑛2 𝛼

𝛾 = 𝑟𝑐𝑟𝑔

Para h>18 m 𝛾 = 444 (462 − ℎ)⁄

Para h>18 m 𝛾 = 𝑟𝑠 𝑟𝑐 = (ℎ 𝑦⁄ )0.6⁄

Así mismo de esta figura:

sin𝛼 = 𝑟𝑔𝑚 −

ℎ + 𝑦2

𝑟𝑐𝑚2 −

𝑐2

4

Esto también puede ser usado para derivar la figura 8.10 que usualmente es:

𝑟𝑐𝑚2 ≫

𝑐2

4

Y por lo tanto como una buena aproximación:

𝑟𝑔𝑚 = (ℎ + 𝑦) 2⁄

1 − 𝛾 sin𝛼

Lo cual es más fácil manejar y se recomienda utilizar la relación de rgm e Im :


182 | P á g i n a

𝐼𝑚 = [𝑟𝑔𝑚

𝐴]

1𝑏

Donde la distancia de impacto es de la forma:

𝑟𝑔 = 𝐴𝐼𝑏

8.4 MODELO MODIFICADO DE ERIKSSON

La presentación anterior se aplica al modelo geométrico normal. Por el contrario, el modelo modificado de Eriksson debe considerarse por separado, ya que no se considera una distancia de impacto a tierra, y asume que todos los ángulos de la descarga son igualmente probables.

8.4.1 FLAMEO INVERSO POR FALLAS DE Blindaje SFFOR.

Modelo geométrico modificado de Eriksson indica que hay dos distancias de impacto, rs al cable blindado y rc para el conductor de fase, cuyas ecuaciones son:

𝑟𝑠 = 0.67𝐼0.74 ℎ0.6

𝑟𝑐 = 0.67𝐼0.74 𝑦0.6

El diagrama geométrico se muestra en la figura8.8. Como se muestra, la distancia de impacto a tierra no existe, sino que es una condición predeterminada. Es decir, cualquier trazado descendente que no cumple con el arco descrito por rc terminará a tierra. Por lo tanto todos los ángulos se consideran, y todos se consideran igualmente probables. La exposición del conductor de fase se especifica por el arco de Dc y por lo tanto:

𝐷𝑐 = 𝑟𝑐 𝜃


183 | P á g i n a

Figura 8.8 Modelo Geométrico de Eriksson Modificado De la Figura 8.8, Dc se encuentra a partir de la ecuación:

𝑑 = 𝑟𝑐2 − 𝑟𝑠

2 + 𝑐2

2𝑐

Por lo tanto:

𝛽1 = cos−1𝑑

𝑟𝑐

𝛽2 = cos−1𝑐 − 𝑑

𝑟𝑠

𝜃 = 𝛼 − 𝛽1 + 𝜋

2

O para ser completa:

𝐷𝑐 = (𝛼 − 𝛽1 + 𝜋

2)𝑟𝑐

Donde el ángulo esta en radianes. Para un valor especifico de α, la corriente máxima Im puede ser obtenida a partir de la Figura 8.9. El valor máximo de rc, rcm es:

𝑟𝑐𝑚 = 1

𝛾2 − 1[𝑎 + √𝑎2 + 𝑐2(𝛾2 − 1)]

𝛾 = 𝑟𝑠𝑟𝑐= (

ℎ

𝑦)0.6


184 | P á g i n a

An

gulo

per

fect

o d

e b

lind

aje,

gra

dos

Figura 8.9 Angulo perfecto e Im por el modelo modificado de Eriksson.

Entonces:

𝐼𝑚 = [𝑟𝑐𝑚

0.67 𝑦0.60]

10.74

(h+y)/2, metros

FIGURA 8.10 Ángulos perfectos de blindaje utilizando el modelo geométrico, 𝐼𝑐 = 5 𝑘𝐴


185 | P á g i n a

(h+y)/2, metros

Figura 8.11 Ángulos perfectos de blindaje utilizando el modelo geométrico, 𝐼𝑐 = 10 𝑘𝐴

Altura media, (h+y)/2, metros

Figura 8.12 Ángulos de blindaje asumiendo trazos verticales usando el modelo geométrico, h= 30 m, y= 28 m, Ng= 4, Ic = 10 kA.

Para ilustrar el punto de que estas curvas convergen más si un valor distinto de cero de SFFOR se selecciona como un valor de diseño, en la figura 8.13 se presentan los resultados para una SFFOR de 0.05/100 km-año. Tenga en cuenta que todas las formulaciones de distancia proporcionan valores razonables de ángulo de blindaje.

An

gulo

per

fect

o d

e b

lind

aje,

gra

dos


186 | P á g i n a

(h+y)/2, metros

Figura 8.13 Ángulos de blindaje para un SFFOR de 0.05/100km-años, h - y= 4 m, Ic = 10 kA.

8.5 MÉTODO SIMPLIFICADO PARA EL CÁLCULO DE LA SFFOR

Las ecuaciones desarrolladas deben resolverse por integración numérica. Un excelente aproximación para calcular la SFFOR se sugirió por JG Anderson. Observando que el valor de Dc cuando I = Im es cero, Anderson sugirió que el valor medio de Dc en el intervalo desde Ic a Im es la media del valor de Dc en I = Ic. Para más formalidad, vamos a decir que Dcc es igual al valor de Dc a Ic. Entonces, puesto que Dcc se supone constante, se puede tomar fuera de la integral, es decir,

𝑆𝐹𝐹𝑂𝑅 = 2𝑁𝑔𝐿𝐷𝑐𝑐2[𝑄(𝐼𝑐) − 𝑄(𝐼𝑚)]

Q(I)= 1 - F (I)

Si una tabla de distribución normal no está disponible, una aproximación a la distribución acumulativa es la CIGRE

donde Z es, como antes,

An

gulo

per

fect

o d

e b

lind

aje,

gra

dos


187 | P á g i n a

𝑍 = ln 𝐼 − 𝐼𝑛 𝑀𝐼

𝛽𝐼=ln( 𝐼/𝑀𝐼)

𝛽𝐼

La mediana y la desviación estándar para iniciar la distribución CIGRE son

Rango de corriente, kA

Media, 𝑀𝐼 Beta, 𝛽𝐼

3 a 20 61.1 1.33

Mayor que 20 33.3 0.605

Dos ejemplos de ayuda: Ejemplo 1. Dos conductores de la pantalla se encuentran a una altura promedio de 30 metros, y los conductores están a 26 metros. El ángulo de apantallamiento de 25 ° y la corriente crítica es de 10 kA. También la densidad de descargas terreno es 4. Usando las ecuaciones de Brown-Whitehead, la ecuación aproximada. 13 y la ecuación. 15,

𝑟𝑔𝑚 = 52.72 𝐼𝑚 = 16.63 𝑘𝐴 Para 𝐼𝑐

𝑟𝑔 = 36.0 𝑟𝑐 = 39.9 𝛽 = 3.17 𝜃 = 14.5 𝐷𝑐 = 3.459

𝑍𝑐 = ln (10/61.1)

1.33= −1.361 𝑄𝑐 = 0.9026

Para 𝐼𝑚

𝑍𝑚 = ln (16.65/61.1)

1.33= −0.9782 𝑄𝑚 = 0.8295

Por lo tanto

SFFOR = 2 (4) (l00) (3.459 / 2) (l/l000) (0.073l) = 0.10 / 100 km-años.


188 | P á g i n a

*Usando el FLASH IEEE 1.81 programa de computadora se obtiene 0.12/100 km-años.

Ejemplo 2. Igual que el Ejemplo 1 excepto que el ángulo de apantallamiento es 35 °.

𝑟𝑔 = 77.1 𝐼𝑚 = 27.6 𝐷𝑐 = 7.41

𝑍𝑐 = −1.361 𝑍𝑚 = ln (

27.633.3)

0.605= −0.3103

𝑄𝑐 = 0.9026 𝑄𝑚 = 0.6095 𝑆𝐹𝐹𝑂𝑅 =0.87

100𝐾𝑚 − 𝑎ñ𝑜𝑠

*Usando el FLASH IEE 1.81 programa de computadora se obtiene 0.86/100 Km-años. 8.6 CALCULO DEL INDICE DE FALLAS POR FLAMEO INVERSO (BFR)

Para poder determinar este índice de fallas es necesario contar con datos que son más fáciles de obtener. La fórmula que nos determina este índice de fallas es la siguiente:

𝐵𝐹𝑅 = 𝑁𝐿 𝑃(𝐼𝐶)

𝑁𝐿 = 𝑁𝑔 (28 ℎ0.6 + 𝑆𝑔)

10

Donde: Ng = Numero de descargas por km2 al año. h= Altura de la torre. Sg = flecha del cable de guarda. P (I) = Probabilidad de la corriente del rayo.

8.7 ANALISIS COSTO BENEFICIO

En este estudio donde hay que prestar mayor atención es en la zona donde se encuentra ubicada la línea de transmisión ya que esta refleja el nivel de densidad de rayos a tierra. Es importante ya que la finalidad de este estudio es plantearse escenarios de configuraciones de torres, ubicación de los conductores de fase y cables de guarda y por tanto si no es adecuado el modelo conceptual, así como los parámetros que determinan una mayor confiabilidad puede


189 | P á g i n a

llevar a resultados que no serán satisfactorios una vez que se implementen y se incurra en los gastos de adquisición y montaje. Lo mostrado en los capítulos anteriores es un ejemplo de cómo se puede atacar este estudio, pero queda en manos del analista y/o ingeniero esquematizar su real estructura de costos y así tener una herramienta eficaz de apoyo a la decisión de introducir cambios en las facilidades de reducir estos índices de salidas por flameo inverso o por falla del blindaje. Un apoyo fundamental que se debe poseer es un sistema eléctrico, en especial de las líneas de transmisión es contar con una tasa real de fallas en cada zona del trayecto de la línea y un valor de los costos que se incurren en el mantenimiento así como el desconectar o poner fuera de servicio las líneas afectadas por las descargas atmosféricas. Una vez identificadas estas zonas, es mucho más fácil diseñar una estrategia, para realizar estudios o proyectos que mejoren la confiabilidad. El mejoramiento de la confiabilidad de cualquier instalación o de sus sistemas y componentes, está asociado con cuatro aspectos fundamentales: confiabilidad humana, confiabilidad del proceso, confiabilidad del diseño y la confiabilidad del mantenimiento. Lamentablemente, difícilmente se disponen de recursos ilimitados, tanto económicos como humanos, para poder mejorar al mismo tiempo, estos cuatro aspectos en todas las líneas de transmisión. La condición ideal sería disponer de datos estadísticos de los sistemas a evaluar que sean bien precisos, lo cual permitiría cálculos “exactos y absolutos”. Sin embargo desde el punto de vista práctico, dado que pocas veces se dispone de antecedentes de excelente calidad, el análisis de confiabilidad permite trabajar en rangos, es decir, establecer cuál sería la condición más favorable, así como la condición menos favorable de cada uno de los criterios a evaluar. La información requerida para el análisis siempre estará referida con la frecuencia de fallas y sus consecuencias. Para obtener la información requerida, el paso inicial es formar un equipo de trabajo integrado por un ingeniero o experto en análisis de confiabilidad, y quien será el encargado de conducir las actividades, y personal de las organizaciones involucradas en el estudio como lo son operaciones, mantenimiento y especialidades, quienes serán los puntos focales para identificar, seleccionar y conducir al personal conocedor de la realidad operativa de los sistemas o líneas de transmisión bajo análisis. Este personal debe conocer el sistema, y formar parte de las áreas de: operaciones, mecánica, electricidad, instrumentación, estructura, programadores, diseñadores, etc.; adicionalmente deben formar parte de todos los estratos de la organización, es decir, personal gerencial, supervisores y obreros, dado que cada uno de ellos tiene un nivel particular de conocimiento así como diferente visión del análisis. Mientras mayor sea el número de personas involucradas en el análisis, se tendrán mayores puntos de vista evitando resultados parcializados, además el personal que participa nivela conocimientos y acepta con mayor facilidad los resultados, dado que su opinión fue tomada en cuenta. El uso del análisis de confiabilidad permite la toma de decisiones acertadas. En el caso de presentarse fallas o desconexión de las líneas el promedio de ahorros directos al año, está en función de los equipos desconectados, los centros que presenten alta demanda, el tiempo que dure la falla, y los precios en que se encuentre el Kw-h, adicionalmente se encuentran otros beneficios por redireccionar el presupuesto en áreas de mayor consumo del sistema eléctrico.Las técnicas de Análisis de confiabilidad toman un papel importante el campo de la ingeniería eléctrica. Con el crecimiento en tamaño y complejidad de las redes eléctricas, las técnicas comienzan a difundirse en ellas. Aparece la fuerte convicción, luego de varios accidentes impactantes y con graves consecuencias, de que es importante actuar antes que los accidentes ocurran. Si además se tiene en cuenta que con estas técnicas es factible mejorar sensiblemente el tiempo operativo de las líneas de transmisión, ya que se disminuye fuertemente el número de paradas imprevistas, se comprenden los beneficios de invertir tiempo y medios en este tipo de estudios. En términos generales se puede decir que los beneficios de aplicar un estudio de confiabilidad se pueden resumir en: la reducción de paradas innecesarias, el menor número de accidentes fatales y el mejoramiento de la calidad de las líneas de transmisión.


190 | P á g i n a

CONCLUSION.

Mediante el anterior análisis se pudo concretar que el funcionamiento de una línea de transmisión depende de muchos parámetros, entre ellos los constructivos, siendo estos los de mayor importancia para el diseño de una línea de transmisión compacta. Por lo cual se deben efectuar diversos estudios para poder realizar un correcto proyecto o diseño de una línea específica. También es de suma importancia estudiar todo el territorio por donde pasará la línea, ya que en el transcurso de ésta se pueden encontrar zonas urbanas muy concurridas, y ante esto se deberá adoptar una nueva postura para el diseño y confiabilidad, aunque en casos de seguridad se opta por el uso de líneas subterráneas, pero se presenta un factor económico bastante considerable.

Otro factor importante que se debe destacar es el de proteger la línea contra factores externos e internos, ya que estos determinan en gran medida el rendimiento continuo y adecuado de la misma.

Dentro de un sistema eléctrico de potencia, las líneas de transmisión son prácticamente más propensas a las descargas atmosféricas, ya que estas se encuentran expuestas en la mayor parte de sus trayectorias, es por esta razón que se requiere un correcto estudio y aplicación de blindaje para su protección.

Las consecuencias que puede ocasionar una descarga directa en una línea de transmisión, pueden ser fallas severas como son variaciones de tensión, elevaciones de corriente, arco eléctrico, daño de aisladores, entre otras, e inclusive dejarlas fuera de operación y por lo tanto resultar muy grave para las compañías suministradoras, debido a la desconexión de centros de consumo muy importantes de la red eléctrica y esto se ve reflejado en términos económicos. Es por estas razones el estudio del análisis de confiabilidad de las líneas de transmisión.

La protección contra impactos directos de un rayo se logra por medio del uso de cables de guarda para dar blindaje a las líneas de transmisión, de esta forma los rayos impactaran los cables de guarda los cuales están conectados a la red de tierras de la instalación.

Las líneas de transmisión pueden tener un blindaje conformado por cables de guarda y en algunos casos por apartarrayos.

El rendimiento de una línea de transmisión ante una descarga directa de un rayo

depende esencialmente del diseño de la línea, es decir, si la línea cuenta o no con cables

de guarda, así también éste depende de la ubicación de la descarga en la línea, como

puede ser, una descarga directa en el conductor de fase o sobre los cables de guarda, o

bien en la estructura que soporta la línea.

El análisis realizado en esta tesis considero diversos factores para la verificación de la confiabilidad del comportamiento o desempeño ante el impacto de descargas atmosféricas en una línea de transmisión compacta. Este análisis define un índice


191 | P á g i n a

numérico de salidas o desconexión de líneas por efecto de flameo inverso y fallas de blindaje.

De tal forma que este análisis aborda de manera elemental, los siguientes

aspectos: posición de los cables de guarda y ángulos de blindaje, distancias entre los

conductores, resistencia al pie de la torre, nivel ceráunico o densidad de rayos a tierra

en la región donde atraviesa la línea, entre otros.

Entonces se tiene que en una línea de transmisión compacta el índice de salidas por flameo inverso incrementa proporcionalmente a mayor altura de la torre, mayor resistencia al pie de la torre, distancias entre estructuras grandes (claros) y configuraciones de ángulo positivo en los cables de guarda, ya que estos últimos dejan expuestos de manera considerable los cables de guarda, de esta manera la línea de transmisión compacta presentara un bajo rendimiento o baja confiabilidad de continuidad de servicio.

Resumiendo, en base a la información presentada se realizó la revisión y análisis correspondiente encontrándose que los datos de resistencia al pie de la torre mayores, representan un problema para el comportamiento de dicha línea ante las descargas atmosféricas por efecto de flameo inverso.

Por otro lado, si las estructuras con las que cuenta la trayectoria de la línea son muy altas entonces se presentara una mayor atracción de rayos que impacten las líneas de transmisión; observándose que si sumado a esto las distancias entre torres o claros son mayores y los ángulos de blindaje son positivos, se tendrán un mayor índice de fallas por flameo inverso y de acuerdo a su ubicación podrían presentar fallas por blindaje.

Las líneas compactas que son de doble circuito son generalmente más altas y más robustas que una línea de un solo circuito y por lo tanto requieren dos cables de guarda y un ángulo de blindaje negativo para alcanzar el menor número de fallas de blindaje y flameo inverso.


192 | P á g i n a

REFERENCIAS BIBLIOGRA FICAS

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Design].

[2]. - “Red Book”, [AC Transmission Line Reference Book – 200 kV and Above EPRI

2005, Third Edition].

[3].- Técnicas de las Altas Tensiones, VOL. II 1990 Gilberto Enríquez Harker Editorial:

LIMUSA.

[4].- Normalización de las distancias dieléctricas, y guía para la utilización de aislantes

externos en ambientes contaminados, Comisión Federal de Electricidad.

[5].- José Roberto Duarte. “Blindaje en Líneas de Transmisión”, México D.F. 2010.

[6].- Especificación «CFE-J1000-5 0-199 4 DISEÑO DE TORRES PARA LÍNEAS DE

TRANSMISIÓN».

[7].- Diego Raúl Cadavid “MITIGACIÓN DE CAMPO MAGNÉTICO DE LÍNEAS DE,

TRANSMISIÓN UTILIZANDO BUCLES PASIVOS”, Colombia Julio 2010.

[8].- IEEE “Fenómeno de descargas atmosféricas” IEEE, Julio 2007.

[9].- Norma de Referencia «CFE Derechos de Vía NRF-014-CFE-2001».

[10].- Especificación «CPTT-DDLT-001/02 Especificación para diseño de líneas de

transmisión aéreas», México, Agosto 2012.

[11].- Especificación «CFE Red de Puesta a Tierra para Estructuras de Líneas de

Transmisión Aéreas de 69 kV a 400 kV en Operación CFE 00JL-28».

[12].- Especificación «NRF-045-CFE. Apartarrayos para líneas de transmisión de

corriente alterna de 161 kV a 400 kV».

[13].- “Medida de corriente de descargas atmosféricas mediante torres

instrumentadas”, Energía y computación, Volumen IX, No. 2-Segundo semestre de 2000,

Edición No. 16.


193 | P á g i n a

I NDICE DE FIGURAS

CAPÍTULO 1 Páginas

Figura1.1 Gota de lluvia según Elster y Geitel…………………………………………………………………4 Figura 1.2 Distribución de cargas en las nubes según Simpson………………………………………..5 Figura 1.3 Diagrama general simplificado de la disposición de las cargas eléctricas en una nube………………………………………………………………………………………….6 Figura 14. Rayo Bifurcado………………………………………………………………………………..………………8

Figura 1.5 Amplitud de la Corriente del Rayo por la CIGRE……………………………………………………………9

Figura 1.6 Onda normalizada de impulso atmosférico……………………………………………………11 Figura 1.7 Tormenta eléctrica…………………………………………………………………………………………………….12

CAPÍTULO 2

Figura 2.1 Impacto del rayo en el suelo……………………………………………………………………………14

Figura 2.2 Mapa Isoceraunico del territorio Mexicano…………………………………………………….16

Figura 2.3 Onda incidente dirigida a una subestación………………………………………………………18 Figura 2.4 Mediciones de las corrientes en diferentes partes del mundo………………………..20 Figura 2.5 Probabilidad de la magnitud de las corrientes del rayo…………………………………….21 Figura 2.6 Medición de la magnitud de la corriente del rayo por medio de una probeta metálica colocada en una torre de transmisión eléctrica……………………………………..23

CAPÍTULO 3

Figura 3.1 Línea de 230 kV convencional…………………………………………………………………………..26


194 | P á g i n a

Figura 3.2. Línea 230 kV rediseñada y compacta……………………………………………………………….26

Figura 3.3 Línea de transmisión compacta…………………………………………………………………………27

Figura 3.4 Línea de transmisión convencional……………………………………………………………………27

Figura 3.5 Reducción de espacios de una línea de transmisión………………………………………….28

Figura 3.6 Flecha del conductor de fase al final del día en condiciones sin

carga, bajo máximas temperaturas y con máximo viento transversal………………………………..30

Figura 3.7 Poste compacto de concreto con crucetas rectas……………………………………………..33 Figura 3.8 Poste compacto de concreto de crucetas rígidas………………………………………………33 Figura 3.9 Poste de concreto retenido en ambos extremos con cables de retención…………34 Figura 3.10 Postes separados de concreto retenidos por cables de retención……………………34 Figura 3.11. Estructura compacta de doble circuito…………………………………………………………..34 Figura 3.12 Línea de Transmisión Compacta típica que atraviesa una zona residencial……..35 Figura 3.13 Diseño simple de poste para línea de transmisión compacta…………………………36 Figura 3.14 Diseño de doble poste para una Línea Compacta………………………………………….36 Figura 3.15 Poste de suspensión Holandés………………………………………………………………………37 Figura 3.16 Poste Holandés con refuerzo de crucetas……………………………………………………..37 Figura 3.17 Estructura emblemática en Disneyland en Orlando………………………………………38 Figura 3.18 Estructuras artísticas de Escandinavia…………………………………………………………..38 Figura 3.19 Estructuras pico de pájaro de Escandinavia…………………………………………………..39 Figura 3.20 Poste minimalista tipo “H” con crucetas externas…………………………………………39 Figura 3.21 Diseño tipo “H” con crucetas rojas………………………………………………………………..40 Figura 3.22 Diseño artístico con forma morfológica humana……………………………………………40


195 | P á g i n a

Figura 3.23 Integración del derecho de vía………………………………………………………………………42 Figura 3.24 Ejemplo del movimiento de un conductor bajo condiciones de viento……………………..49 Figura 3.25 Daño causado por las oscilaciones inducidas…………………………………………………………….51 Figura 3.26 Conductores afectados por el efecto galope…………………………………………………………….52 Figura 3.27 Hilos rotos como resultado de los movimientos producidos por el efecto galope………………………………………………………………………………………………………………………………………….53 Figura 3.28 Daños en un conductor ACSR al lado de la abrazadera de suspensión debido al severo efecto galope………………………………………………………………………………………………………………..54 Figura 3.29 Torre de ángulo con el brazo inferior derrumbado debido al efecto galope……………..55 Figura 3.30 Ilustración esquemática de los cuatro movimientos del efecto galope……………………..56 Figura 3.31 Análisis de los movimientos sincronizado y vertical de un solo conductor………………..57 Figura 3.32 Estructuras que atraviesan vegetación en el trayecto de la línea de Transmisión…………………………………………………………………………………………………………………….59 Figura 3.33 Águila calva protegida por la Ley de Protección en los Estados Unidos………….60 Figura 3.34 Deterioro De Cadena De Aisladores Por Contaminación Fecal De Aves………….60 Figura 3.35 Configuración con un solo conductor por fase………………………………………………63 Figura 3.36 Configuración con dos conductores por fase…………………………………………………64 Figura 3.37 Campo eléctrico elíptico y su variación en el tiempo………………………………………………..69 Figura 3.38 Campo Magnético en una Línea de Transmisión compacta…………………………...73

Figura 3.39 Efecto corona en el aislador en una línea de transmisión………………………………74

CAPÍTULO 4

Figura 4.1 Cadena de aisladores autorrecuperable (porcelana)……………………………………….80


196 | P á g i n a

Figura 4.2 Aislamiento de cable de potencia perforado (no recuperable)………………………..81

Figura 4.3 Onda de impulso por rayo o frente rápido………………………………………………………83 Figura 4.4 Onda de impulso por maniobra o frente lento………………………………………………..83 Figura 4.5 Generador de impulsos…………………………………………………………………………………..84

Figura 4.6 Ondas exponenciales………………………………………………………………………………………..84

Figura 4.7 Circuito simplificado………………………………………………………………………………………..85

Figura 4.8 Esquema de prueba “Punta-Placa”………………………………………………………………….86

Figura 4.9 Curva de distribución acumulativa…………………………………………………………………..88

Figura 4.10 Curva de distribución normal…………………………………………………………………………88

Figura 4.11 Tipos de aisladores utilizados en las líneas de transmisión aéreas…………………………….90

Figura 4.12 Ejemplos de diferentes aisladores…………………………………………………………………………….90

Figura 4.13 Acumulación de hielo en un aislador V-horizontal…………………………………………………….98

Figura 4.14 Daños a aisladores por arcos de energía…………………………………………………………………100

Figura 4.15 Torre sin cable de guarda………………………………………………………………………………………106

Figura 4.16 Torre con un solo cable de guarda………………………………………………………………………….106 Figura 4.17 Torre con 2 cables de guarda………………………………………………………………………………….106 Figura 4.18 Blindaje ángulo positivo…………………………………………………………………………………107 Figura 4.19 Blindaje ángulo negativo……………………………………………………………………………….107 Figura 4.20 Blindaje ángulo cero………………………………………………………………………………………107

Figura 4.21 Calculo del ángulo de blindaje……………………………………………………………………….107

Figura 4.22 Descarga atmosférica en conductor de fase………………………………………………….108


197 | P á g i n a

Figura 4.23 Línea de transmisión en terreno plano………………………………………………………….109

Figura 4.24 Línea de transmisión en terreno ondulado……………………………………………………………..109

Figura 4.25 Línea de transmisión en terreno montañoso…………………………………………………110

Figura 4.26 Descarga atmosférica en cable de guarda……………………………………………………..111

Figura 4.27 Torre de transmisión con un cable de guarda……………………………………………….112

Figura 4.28 Torre de transmisión con un solo conductor por fase……………………………………113

Figura 4.29 Cable de guarda reflejado para calcular factor de acoplamiento…………..………114

Figura 4.30 Factor de acoplamiento para línea con 2 cables de guarda…………………………..115

Figura 4.31 Descarga al cable de guarda, voltaje inducido en los conductores

de fase (c) y factor de acoplamiento………………………………………………………………………………116

CAPÍTULO 5

Figura 5.1 Muestra de terreno bajo prueba…………………………………………………………………….118

Figura 5.2 Onda de tensión reflejada……………………………………………………………………………….119

Figura 5.3 Derecho de vía de la trayectoria y puntos de medición……………………………..……120

Figura 5.4 Torre aterrizada por medio de electrodos o varillas……………………………………..…122

Figura 5.5 Diferentes tipos de aterrizar una torre con 2, 3 y 4 electrodos……………………….123

Figura 5.6 Torre de transmisión con sistemas de tierra mediante contraantenas……………124

Figura 5.7 Configuraciones posibles de contraantenas…………………………………………………….125

Figura 5.8 Conexión errónea de contraantenas……………………………………………………………….126

Figura 5.9 Onda de tensión reflejada y onda incidente……………………………………………………127

Figura 5.10 Circuito reducido de una torre de transmisión………………………………………………128

Figura 5.11 Circuito para calcular VGT……………………………………………………………………………..129

Figura 5.12 Onda de tensión reflejada, transmitida e incidente……………………………………….129

Figura 5.13 Circuito para calcular VGT despreciando L…………………………………………………….130


198 | P á g i n a

CAPÍTULO 6

Figura 6.1 Guía para el diseño del cable de guarda………………………………………………………….143

Figura 6.2 Estructura básica de la técnica de enumeración de estados……………………………154

CAPÍTULO 7

Figura 7.1 Ventana principal del programa FLASH IEEE Versión 1.81…………………………….…159

Figura 7.2 Estructura Troncocónica para Línea de Transmisión Compacta………………………160

Figura 7.3 Cruceta de Aislador…………………………………………………………………………………………161

Figura 7.4 Resultados de simulación “Caso1”…………………………………………………………………..162

Figura 7.5 Resultados de simulacion “Caso 2 (a)”…………………………………………………………….163

Figura 7.6 Resultados de simulacion “Caso 2 (b)”…………………………………………………………….163


Figura 7.8 Resultados de simulacion “Caso 3 (b)”…………………………………………………………….164


Figura 7.10 Resultados de simulacion “Caso 4 (b)”………………………………………………………….166

Figura 7.11 Resultados de simulacion “Caso 5 (a)”…………………………………………………………..167


Figura 7.13 Resultados de simulacion “Caso 6 (a)”…………………………………………………………..168


CAPÍTULO 8

Figura 8.1 Recomendaciones de Young para angulos de bindaje……………………………………..176

Figura 8.2 Recomendaciones de Young y Brown-Whitehead…………………………………………..176

Figura 8.3 El modelo geométrico y definiciones de los angulos y distancias…………………….178

Figura 8.4 Definicion de Im donde Dc=0………………………………………………………………………….179

Figura 8.5 Definicion Dg para I>Ic…………………………………………………………………………………….179

Figura 8.6 Vista ampliada de la figura 8.3…………………………………………………………………………180

Figura 8.7 Localizacion de Im y el angulo de blindaje perfecto…………………………………………181


199 | P á g i n a

Figura 8.8 Modelo geométrico de Eriksson modificado……………………………………………………183

Figura 8.9 Angulo perfecto e Im por el modelo modificado de Eriksson…………………………..184

Figura 8.10 Angulos perfectos de blindaje utilizando el modelo geométrico Ic=5kA..………184

Figura 8.11 Angulos perfectos de blindaje utilizando el modelo geométrico Ic=10kA………185

Figura 8.12 Angulos de blindaje asumiendo trazos verticales usando el modelo geométrico

,h=30m, y=28m, Ng=4, Ic=10kA……………………………………………………………………………………….185

Figura 8.13 Angulos de blindaje para un SFFOR de .05/100km-años, h-y=4m, Ic=10kA……186


200 | P á g i n a

I NDICE DE TABLAS

CAPÍTULO 1 Páginas

Tabla 1.1 Tensiones Normalizadas……………………………………………………………………………………..10

CAPÍTULO 2

Tabla 2.1 Niveles Ceraunicos……………………………………………………………………………………………..17

CAPÍTULO 3

Tabla 3.1 Distancias mínimas de los conductores de fases a edificios u otra

construcción………………………………………………………………………………………………………………………45

Tabla 3.2 Ancho mínimo del derecho de vía para diferentes estructuras…………………………..46

Tabla 3.3 Espaciamientos típicos para los conductores……………………………………………………..47

Tabla 3.4 Consideraciones para mitigar el impacto visual………………………………………………….62

CAPÍTULO 4 Tabla 4.1 Comparación de la distancia de fuga específica y la distancia de fuga especifica unificada……………………………………………………………………………………………………………93 Tabla 4.2 Ventajas y desventajas de las diferentes tecnologías de los aisladores………………99 Tabla 4.3 Aumento de distancia de arco seco entre fases……………………………………………...103

CAPÍTULO 5 Tabla 5.1 Resistividad de los diferentes tipos de terreno…………………………………………………121 Tabla 5.2 Valores de norma máximos y NBAI…………………………………………………………………..132

CAPÍTULO 7 Tabla 7.1 Dimensionamiento Circuitos de 230 Kv…………………………………………………………….160 Tabla 7.2 Dimensión del Arreglo de la Cruceta Aislador con la Cadena de Aisladores…………………………………………………………………………………………………..161

CAPÍTULO 8 Tabla 8.1 Parametros establecidos de acuerdo a los modelos geométricos…..………………..177


201 | P á g i n a

A

N

E

X

O


202 | P á g i n a

GLOSARIO

ACSR

Conductor de aluminio con refuerzo de

acero.

Aislamiento de Fase a Fase

Aislamiento entre el conductor de una

fase (o cualquier electrodo conectado al

conductor) y el conductor de otra fase

(o cualquier electrodo conectado al

conductor de la otra fase).

Aislamiento de Fase a Tierra

Aislamiento entre el conductor de una

fase (o cualquier electrodo conectado al

conductor) y tierra o electrodos puestos

a tierra.

Aislamiento

Elemento no conductor que se

interpone para evitar el flujo de la

corriente eléctrica de un punto a otro

elemento o medio que separa 2 o más

cosas.

Aislamiento Externo

Aislamiento con sus elementos o piezas

expuestas al aire que se someten a tanto

estrés eléctrico y los efectos de las

condiciones atmosféricas y otras tales

como la contaminación, la humedad,

parásitos, etc.

Amortiguador

Elemento que modera en los

conductores aéreos la amplitud de una

onda causada por viento, golpe o

vibración.

Ángulo de Apertura

Ángulo de las oscilaciones verticales de

un aislante bajo la acción del viento que

ejerce fuerzas sobre los conductores.

Interferencia de Televisión.

La interferencia de radio se produce en

la gama de frecuencias de señales de

televisión.

Angulo de Blindaje

El ángulo positivo o negativo formado

entre un cable de guarda (escudo) y un

conductor de fase debajo protegido.

Por convención, si de los cables de

guarda están fuera de borda de un

conjunto de conductores de fase, el

ángulo de blindaje es negativo, y si están

directamente por encima de estos, el

ángulo de blindaje es cero.

Apartarrayos

Es un dispositivo que se encuentra conectado permanentemente en el sistema opera cuando se presenta una sola retención de determinada magnitud, descargando la corriente a tierra. Es un equipo eléctrico el cual tiene como función el no eliminar las ondas de sobre tensión presentadas durante las descargas atmosféricas, sino limitar su magnitud a valores que no sean perjudiciales para las maquinas del sistema.


203 | P á g i n a

Los apartarrayos están definidos por sus características de "flameo" y por su voltaje cuando entran en operación. Estas características se coordinan con las de los otros aislamientos para definir la clase de nivel básico de impulso (NBI).

Backflash

Se presenta cuando un rayo golpea una

torre o los cables de guarda y la creación

de sobretensiones entre la torre (mayor

potencia) y los conductores de fase

(menor potencial).

Blindaje

Acción y uso de cables de guarda o el

conductor de puesta a tierra para

reducir la fuerza de la densidad de

corriente o campo eléctrico o magnético

en una región dada.

Los materiales utilizados para el

blindaje o pantallas son siempre los

metales, pero no hay una diferencia en

el uso de buenos conductores de baja

resistencia o el uso de buenos

materiales magnéticos de alta

permeabilidad como hierro dulce o de

metal. Conductores de energía también

se pueden aplicar a los problemas de

blindaje como conductores ya sean

activos o pasivos.

La eficacia de un sistema de blindaje se

expresa normalmente como el factor de

blindaje.

Blindaje en Líneas de Transmisión

Se refiere a barreras físicas de protección, utilizadas en el sistema

eléctrico para reducir o evitar el daño causado por descargas atmosféricas, por maniobra de interruptores o por transitorios originados en la línea; principalmente el blindaje es la protección en la cual intervienen lo apartarrayos, pararrayos e hilos de guarda básicamente, y todos tienen un potencial a tierra.

Cable Conductor

Elemento de una línea eléctrica que

tiene como función específica la

transmisión de corriente.

Cable de Fibra Óptica

Las fibras ópticas incorporadas en un

conjunto de materiales que

proporcionan resistencia a la tracción y

la protección externa, y tienen

propiedades comparables a los cables

metálicos de manipulación.

Cable de Guarda

Cable metálico instalado en la parte

superior de la estructura de Líneas de

Transmisión de Energía Eléctrica, con el

propósito de evitar que las descargas

atmosféricas incidan sobre los

conductores de fase al drenarlas a

tierra, pueden estar conectados a tierra

directamente a través de espacios de

aire cortos.

Cable de Tierra

Un conductor, o un sistema de

conductores interconectados, o de otras

partes conductoras que actúan de la

misma manera, incrustados en la tierra

y conectada eléctricamente a la misma,


204 | P á g i n a

o incrustado en el cemento, que se

encuentra entonces en contacto con la

tierra sobre un área de superficie

grande.

Campo Eléctrico

Un campo eléctrico existe en la región

cerca de cargas eléctricas, y el campo

ejerce una fuerza sobre otras cargas

eléctricas colocadas en el campo. En un

punto dado en el espacio, la relación de

la fuerza sobre una carga de prueba

positiva (colocado en el punto) para la

magnitud de la carga de prueba, en el

límite de que la magnitud de la carga de

prueba va a cero se define como el

campo eléctrico.

La intensidad de campo eléctrico

(campo E) en un punto en el espacio es

un vector definido por sus componentes

espaciales a lo largo de tres ejes

ortogonales. Para los campos

sinusoidales de estado estacionario,

cada componente espacial es un

número complejo o fasor. Las

magnitudes de los componentes se

expresan en sus valores eficaces en

volts por metro (V / m). En un entorno

de múltiples fases, tales como una línea

de energía eléctrica trifásica, el campo

se caracteriza como un vector que gira

en un plano en el que se describe una

elipse cuyo eje semi-mayor representa

la magnitud y dirección del valor

máximo de la campo eléctrico, y cuyo

semi-eje menor representa la magnitud

y dirección del campo de un cuarto de

ciclo más tarde en su valor mínimo.

Campo Electromagnético

Campo variable en el tiempo, con los

componentes de campo eléctrico y

magnético descritos por las ecuaciones

de Maxwell.

Carga (eléctrica):

Es la potencia instalada o demandada en

un circuito eléctrico.

Carga de Línea

Carga eléctrica distribuida a lo largo de

una línea (por lo general de manera

uniforme a lo largo de una línea recta).

Se utiliza para el cálculo del campo

eléctrico en la superficie del conductor,

los efectos corona, y el campo eléctrico

en la proximidad de las líneas de

energía.

Ciclo

Período entre dos puntos idénticos

adyacentes de una cantidad periódica,

de manera que la cantidad está

completamente definida entre estos dos

puntos. El número de ciclos por

segundo es la frecuencia.

Claro

Es la parte de una línea aérea

comprendida entre dos estructuras

consecutivas.

Conductividad

Una corriente de conducción se produce

en presencia de un campo eléctrico

dentro de un conductor.


205 | P á g i n a

La conductividad (σ) de un material

refleja la facilidad relativa con la que la

corriente se mueve a través del

conductor. La conductividad es el

recíproco de la resistividad (ρ), y ambos

son características de un material.

Conductor con Aislante

Conductor cubierto con un dieléctrico

(material aislante) que no tiene la

fuerza nominal de aislamiento o que

tiene una resistencia nominal de

aislamiento menor que el voltaje del

circuito en el que se utiliza el conductor.

Conductor Energizado

El componente de transporte de

corriente, u otro objeto que está

conectado eléctricamente a una fuente

de diferencia de potencial o cargados

eléctricamente de manera que tenga un

potencial significativamente diferente

de la de las inmediaciones a tierra.

Conductor

Materiales que permiten que una carga

este libre para moverse.

Metales y electrolitos son conductores;

el flujo de carga dentro de un metal o de

electrolito se rige por la ley de Ohm en

un punto: la densidad de corriente es

igual al producto de material de

conductividad y el campo eléctrico en el

material.

Contra-Antena (Electrodo de Puesta

a Tierra Horizontal)

Conductor metálico desnudo, enterrado

y tendido en forma horizontal, con una

profundidad y longitud variable, que

debe estar conectado a la estructura, y

sirve para drenar corrientes de

descarga atmosférica o de falla.

Coordinación de Aislamiento (para

una línea de transmisión)

La especificación de todas las

dimensiones o características de la línea

de transmisión que afectan a su

capacidad dieléctrica. Estas

dimensiones incluyen: distancia de

fuga, o la separación entre el conductor

de fase y los lados torre a tierra,

longitud cadena de aisladores (número

y tipo de aisladores), la ubicación y la

cantidad de cables de guarda (blindaje),

distancias de fuga de fases , y las

distancias de fase a tierra al centro del

claro.

El objetivo de la coordinación de

aislamiento de la línea es especificar las

dimensiones anteriores y las

características de un determinado

grado de confiabilidad a un costo

mínimo. La coordinación de aislamiento

de línea se realiza a través de: (1) la

determinación de la tensión eléctrica

aplicada a la línea de transmisión, (2) la

comparación de la tensión sobre las

características de aislamiento, y (3) la

aplicación de medidas tales como

mejorar los pararrayos, cables de

guarda, resistencias del interruptor de

cierre automático, etc., cuando los

requisitos de resistencia de aislamiento

son excesivas.


206 | P á g i n a

Corona

Descarga luminosa debido a la

ionización del aire que rodea un

electrodo causado por un gradiente de

tensión superior a un cierto valor

crítico. El electrodo puede ser

conductores, herrajes, accesorios y

aisladores.

Corriente Alterna.

Se denomina corriente alterna a

la corriente eléctrica en la que la

magnitud y el sentido varían

cíclicamente. La forma de oscilación de

la corriente alterna más comúnmente

utilizada es la de una

oscilación sinusoidal, puesto que se

consigue una transmisión más eficiente

de la energía. Sin embargo, en ciertas

aplicaciones se utilizan otras formas de

oscilación periódicas, tales como la

triangular o la cuadrada.

Corriente Continua (CC)

Una corriente eléctrica que fluye en una

dirección. También conocida como DC.

Corriente de Cortocircuito

Corriente que fluye en una conexión de

resistencia cero entre un objeto y un

conductor de tierra, cuando se coloca el

objeto en un campo eléctrico.

Corriente de Descarga Atmosférica

Es la corriente provocada por un rayo

que incide en la línea de transmisión

aérea y que fluye por el sistema de

puesta a tierra.

Corriente de Falla

Es la corriente alterna que fluye durante

una falla de corto circuito de los

conductores de la línea de transmisión

aérea a tierra. Un flujo de corriente

anormal resultante de una falla.

Corriente de Línea

Corrientes de línea de transmisión son a

menudo tratados para el propósito de

calcular el campo magnético lejos de los

conductores.

Coulomb

Unidad de carga eléctrica que lleva el

nombre del físico francés Charles

Coulomb (1736-1806). Un culombio es

igual a la cantidad de carga eléctrica

transportada por un amperio de

corriente en un segundo. Un culombio

de carga es igual a la carga de 6,25 x 1018

electrones.

Densidad de Flujo Magnético

Cantidad de flujo magnético (fuerza)

líneas por unidad de área de sección

transversal que atraviesan un campo

magnético. El camino de un polo

independiente (o aislado) en un campo

magnético sugiere una línea de flujo.

Una línea de flujo es una línea dibujada

por lo que una tangente a la misma en

cualquier punto indica la dirección del

campo magnético.

La unidad de flujo magnético (F) es el

weber (Wb), en el sistema CGS, la

http://es.wikipedia.org/wiki/Corriente_el%C3%A9ctrica

http://es.wikipedia.org/wiki/Sinusoide

http://es.wikipedia.org/wiki/Corriente_peri%C3%B3dica


207 | P á g i n a

unidad de flujo magnético es el Maxwell

(Mx).

Densidad de Rayos a Tierra

El número medio de relámpagos a la

tierra por kilómetro cuadrado por año

espera en una ubicación especificada.

Derecho de Vía

La tierra dedicada a la línea de

transmisión, donde se permite el acceso

con el fin de construir, mantener y

mejorar la línea, donde no se permiten

construcciones y actividades que

puedan afectar a la fiabilidad de la línea.

Una superficie para un fin determinado

sobre la tierra, como la franja de tierra

utilizada para una carretera, zanja o

canalización.

Descarga Disruptiva

El término descarga disruptiva (o

rotura del dieléctrico), es aplicable a los

fenómenos asociados con la falla de la

aislación bajo condiciones específicas,

en la cual la descarga cortocircuita

completamente la aislación de un

elemento o material, reduciendo la

tensión aplicada entre los electrodos a

un valor prácticamente nulo. Es

aplicable a la falla de dieléctricos

sólidos, líquidos y gaseosos o sus

combinaciones.

Descargas Disruptivas entre Fase y

Fase

El fenómeno nocivo más común de

conductor por efecto galope.

Destello del Rayo

Todo el proceso de transporte de carga

eléctrica durante un evento de rayo

entre las nubes y la tierra o entre nube

y nube. Este evento puede constar de

varios golpes de corriente elevada, así

como una o más descargas graduales

entre trazos.

Diámetro Medio Geométrico (GMD)

La medición utilizada para caracterizar

el diámetro de un conductor para el

cálculo de la inductancia. El GMD de

varios conductores es información

estándar por lo general proporcionado

por el fabricante conductor.

Diferencia de Fase

Tiempo en grados eléctricos por el cual

una fase eléctrica esta adelanta o

retrasada respecto a otra.

Distancia de Arco Seco

La distancia más corta en el aire externo

a la aislante entre las partes que

normalmente tienen la tensión de

servicio entre ellos.

Efectividad de Protección

Término genérico que se refiere a la

capacidad de un escudo para reducir el

nivel de campo.

Efecto Corona

Es una descarga causada por la ionización del aire que rodea al conductor cuando este se encuentra energizado; puede oírse como un


208 | P á g i n a

zumbido y es visible en la noche como un resplandor violeta.

Eficiencia de Blindaje

La capacidad de un material o

estructura dada para actuar como un

escudo contra los campos de incidentes.

El Ruido Impulsivo

Ruido caracterizado por perturbaciones

transitorias separadas en el tiempo por

intervalos de reposo. Notas: (1) El

espectro de frecuencia de estas

alteraciones es sustancialmente

uniforme sobre la banda de paso útil del

sistema de transmisión. (2) La misma

fuente puede producir ruido de impulso

en un solo sistema y el ruido aleatorio

en un sistema diferente.

Electrodo a Tierra

Un electrodo cuyo voltaje con respecto

a tierra es cero y que está conectado

eléctricamente a tierra a través de

impedancia cero.

Electrodo de Puesta a Tierra

Cuerpo conductor o conjunto de

elementos conductores agrupados y en

contacto directo con el suelo y

destinados a establecer una conexión

con el mismo.

Electrodo Energizado

Un electrodo cuyo voltaje con respecto

a tierra es mayor que cero y que está

conectado eléctricamente a una fuente

de alimentación.

Electrodo Flotante

Un electrodo que no está conectado a

una fuente de alimentación y no está

conectado a tierra, y cuyo potencial no

está bien definido y el intermedio entre

la tensión del electrodo de energía y

tierra.

Electrodo

Cada una de las terminales de un

circuito eléctrico de corriente directa.

Electrodo

Elemento conductor con todos sus

puntos al mismo potencial. Un voltaje se

puede aplicar entre dos electrodos.

Términos relacionados incluyen:

Elemento de Aislamiento

Espacio de aire o aislante, o una

combinación de espacios de aire y

aislantes que se pueden considerar

como un solo objeto de prueba cuando

se somete a un impulso de conmutación.

Energización

Acto de aplicar un voltaje a un electrodo

o a una línea o a una red.

Escudo

La realización de envolvente,

compuesto de cuerdas de metal, cinta, o

lámina de metal que encierra un cable,

grupo de cables o cable, construidos de

tal forma que sustancialmente cada

punto en la superficie del aislamiento

subyacente o de envoltura de núcleo

está a potencial de tierra o en algún


209 | P á g i n a

potencial predeterminado con respecto

a tierra.

Estructura

Es el conjunto de elementos de un

sistema constructivo que constituye la

base de soporte mecánico de las líneas

de transmisión de energía eléctrica.

Falla de Blindaje

Un evento que se caracteriza por un

rayo que termina directamente en un

conductor de fase. Un fallo de blindaje

puede o no puede causar una descarga

disruptiva aislante línea, dependiendo

de la magnitud actual del trazo, la

impedancia característica de la fase

afectada, y la rigidez dieléctrica de los

aisladores de apoyo a la fase.

Fallas a Tierra

Estas fallas son debidas a una conexión eléctrica accidental entre el conductor de un equipo o aparato y su carcaza o estructura metálica m, o bien entre el conductor y un medio metálico.

Falla

Un cortocircuito en un sistema de

energía, debido a una avería de

aislamiento entre un conductor y el

suelo o entre los conductores.

Fallo de Tierra

Un defecto de aislamiento entre un

conductor y la tierra o el marco.

Fase

El conductor de fase o fase es cualquier

conductor (que no sea el conductor

neutro) en un circuito de alimentación

eléctrico diseñado para ser activado a la

tensión nominal del sistema de energía

y de transporte. En un sistema de

potencia trifásica hay tres fases que

consisten en uno o más conductores por

fase. Para un sistema eléctrico de

corriente trifásica equilibrada y

simétrica, los conductores de fase

tienen la misma magnitud de la

corriente y están separados por 120

grados eléctricos.

Fatiga del conductor

La falta de hilos conductores debido a

los ciclos repetidos de estrés. Esto es

más común en los extremos de las

grapas de suspensión y puede ser

debido a las tres formas de conductor de

las vibraciones, es decir, vibración

eólica, estela de oscilación inducida, o

galope.

Flameo Inducida

Cuando un rayo cae cerca de una línea

de transmisión o distribución, los

procesos de inducción

electromagnética pueden crear

tensiones transitorias hasta varios

cientos de kV en los conductores de fase

de línea, a pesar de que la línea no

mantiene una fuga directa. Si los niveles

de aislamiento de línea son lo

suficientemente bajos, el flameo

inducido puede ocurrir. Esto es


210 | P á g i n a

principalmente un problema con las

líneas de distribución o subtransmisión.

Flameo Inverso

Un evento de descarga disruptiva en la

que un rayo pasa a través de la

estructura de la línea y es conducido a

una tensión muy alta por un cable

blindado conectado, de manera que una

ruptura dieléctrica se inicia en una fase

y se desplaza de regreso a la estructura

de soporte de metal.

Flameo

Es una descarga descriptiva violenta alrededor a o a través de la superficie de un aislamiento solido o líquido. Estos ocurren violentamente e involucran grandes corrientes y causan daños considerables puesto que la atmosfera circundante se vuelve conductora.

El flameo puede ocurrir por la fuga de electrones, esto principalmente por la superficie de los aisladores que se encuentran sucias y húmedas u otras causas pueden ser por las sobretensiones por rayo o por las sobretensiones debidas a la apertura y cierre de interruptores en alta tensión.

Flash

Rayo luminoso.

Flecha

Es la vertical medida del punto más bajo

del conductor al punto medio a la línea

recta imaginaria que une los dos

soportes del conductor.

Flujo Magnético

Integral de la componente normal de la

densidad de flujo magnético sobre una

superficie.

Frecuencia del Sistema

La frecuencia de las tensiones alternas y

corrientes utilizados para la

transmisión de la energía eléctrica. Esta

frecuencia es de 60 Hz en los EE.UU.,

México, Canadá y Brasil, y 50 Hz en

Europa y muchas otras partes del

mundo.

Gauss

Unidad (en el sistema CGS) se usa para

describir la densidad de flujo magnético

(B), o líneas de flujo magnético (f) por

unidad de área de sección transversal.

El gauss es un maxwell (una línea de

flujo) por centímetro cuadrado, o 10-4

weber por metro cuadrado. Un gauss es

igual a 10-4 tesla (MKS o unidades del

SI), y es igual a 1 mg 0,1 mT.

Generador de Impulsos

Equipo eléctrico utilizado por

laboratorios de alta tensión para la

generación de impulsos de conmutación

y el relámpago. Un generador de

impulsos convencional se compone de

condensadores que se cargan y luego

descargados en un circuito que contiene

el objeto de prueba.

Gradiente de la Superficie

La magnitud del campo eléctrico (que es

el gradiente del potencial) en la


211 | P á g i n a

superficie de un objeto (por ejemplo,

conductor aéreo).

Gradiente

El gradiente de la superficie del

conductor en la que la corona continua

persistente y la tensión se reduce

gradualmente.

Herrajes y Accesorios

Son dispositivos que se utilizan para

sujetar el conductor cable de guarda y

las cadenas de aisladores a las

estructuras o postes de las líneas de

transmisión o subtransmisión.

IEEE

El Instituto de Ingenieros Eléctricos y

Electrónicos (IEEE) es la sociedad

técnica profesional más grande del

mundo. Fundada en 1884 por un grupo

de profesionales de la nueva disciplina

de la ingeniería eléctrica, IEEE está

compuesta por más de 320.000

miembros que llevan a cabo actividades

de investigación y participan en sus

actividades unos 150 países. Los

objetivos técnicos del IEEE se centran

en el avance de la teoría y la práctica de

la electricidad, la electrónica y la

ingeniería informática y ciencias de la

computación. IEEE promulga las

normas que se aplican a muchos temas,

incluyendo mediciones,

instrumentación y calibración.

Impedancia Característica

Para un cable individual la impedancia

característica es la relación entre la

tensión y la corriente creada por un

movimiento transitorio eléctrico a lo

largo del alambre en la velocidad de la

luz en el medio que rodea el alambre.

La relación entre la tensión y la

corriente siempre será tal que la energía

almacenada en el campo eléctrico

alrededor del alambre será igual a la

energía del campo magnético

almacenada alrededor del alambre.

Para una torre de transmisión de línea o

plano de tierra, la impedancia

característica es la relación de los rayos

y los picos de tensión que aparecen en

la parte superior de la torre o base de la

torre a la corriente que entra en la parte

superior torre o base de la torre.

Impulso

Intencionalmente se aplica tensión

transitoria que generalmente se eleva

rápidamente hasta un valor máximo y

luego cae más lentamente a cero.

Inmunidad

Capacidad de los equipos o sistemas

electrónicos para llevar a cabo

satisfactoriamente en la presencia de un

entorno electromagnético especificado.

Kcmil

Una unidad de área de la sección

transversal del conductor igual a 1.000

veces el área de un círculo con un

diámetro de 0,001 pulgadas.


212 | P á g i n a

Las Líneas de Doble circuito

Son generales sistemas trifásicos

aplicados a líneas de alimentación con

las mismas estructuras de soporte de

conductores a lo largo de una parte de

su longitud.

Línea Compacta

La línea de alimentación para la que las

distancias entre las fases son mucho

menores que los que se utilizan en los

diseños convencionales. Esto es posible

ya sea utilizando aisladores especiales o

reducir los sobrevoltajes aplicados

entre fases o reducir la fiabilidad

flashover de la línea.

Línea de Transmisión Aérea

Es aquélla que está constituida por

conductores desnudos o aislados,

tendidos en espacios abiertos y que

están soportados por estructuras o

postes, con los accesorios necesarios

para la fijación, separación y

aislamiento de los mismos conductores.

Lluvia

Precipitaciones en forma de agua

líquida disminuye con diámetros

superiores a 0,5 mm, o, si son muy

dispersas, diámetros más pequeños.

Magnetismo

Propiedad de los materiales a ser

magnetizado. Un material se magnetiza

cuando la orientación de sus momentos

dipolares magnéticos individuales se ve

afectada por un campo magnético

producido externamente. Hay tres tipos

de magnetismo son paramagnetismo,

diamagnetismo y ferromagnetismo. Los

materiales paramagnéticos, tales como

el aluminio, tienen momento dipolar

magnético orientado al azar en la

ausencia de campo magnético externo

el material no se magnetiza. Cuando se

aplica el campo magnético, los

momentos magnéticos individuales se

alinean con el campo. Cuando se elimina

el campo, los dipolos magnéticos

vuelven a su orientación aleatoria. En

los materiales diamagnéticos, como el

cobre, momentos dipolares son

inducidos en una dirección opuesta a la

de los campos aplicados.

Magnetización

Cantidad vectorial que cuantifica el

grado en que un material se magnetiza.

La magnetización se define como el

momento dipolar neta por unidad de

volumen, o la densidad de dipolo

magnético.

Movimiento de Galope.

Es una gran amplitud, principalmente

movimientos verticales de cables

unipolares o paquete debido a la acción

del viento o hielo sobre los conductores.

Este movimiento puede provocar

contactos entre conductores alineados

verticalmente en líneas espaciadas de

forma convencional. Los movimientos

se acompañan de altas cargas dinámicas

sobre los aisladores y apoyos y pueden

causar daño a los conductores,


213 | P á g i n a

aislantes, y algunas veces a las

estructuras.

Multiconductores

Un conjunto de dos o más conductores

utilizados como un solo conductor y los

separadores que utilizan para mantener

una configuración predeterminada. Los

conductores individuales se denominan

subconductores.

Niebla

Formación visible de las gotitas de agua

suspendida por algunos minutos en la

atmósfera cerca de la superficie de la

tierra. De acuerdo con la definición

internacional, la niebla reduce la

visibilidad por debajo de 1 km. Cuando

se compone de cristales de hielo, se

denomina niebla helada. La niebla

helada se distingue fácilmente por la

humedad apreciable y color gris.

La niebla puede ser considerada como

intermedia entre la niebla y la neblina.

Las partículas de niebla son de tamaño

microscópico.

Nieve

Precipitación compuesto de cristales de

hielo blanco o translúcido,

principalmente en forma hexagonal

ramificada compleja y, a menudo

aglomerados en copos de nieve. Para

efectos de clasificación del tiempo, la

intensidad de la nieve se caracteriza por

ser: (1) " Muy ligero, " cuando copos

dispersos no cubren totalmente o solo

mojan una superficie expuesta,

independientemente de la duración, (2)

"Luz", cuando la visibilidad es de 1,0

kilómetros o más, (3) "moderada",

cuando la visibilidad es inferior a 1,0

km, pero más de 0,5 km; (4) "Heavy",

cuando la visibilidad es inferior a 0,5

km. La clasificación de las nevadas de

acuerdo con su intensidad es idéntica a

la de lluvia, donde se mide la cantidad

equivalente de agua acumulada en

milímetros por hora. Un enfoque más

fácil, pero menos preciso utiliza la

profundidad de la nieve acumulada.

Nivel Ceráunico

Número de días con tormentas

eléctricas registradas en un año.

Nivel de Aislamiento

Conjunto de los valores de tensión (a la

frecuencia del sistema y al impulso) que

caracterizan el aislamiento de un

material con relación a su aptitud para

resistir los esfuerzos dieléctricos.

Pérdida Corona

La pérdida de potencia debido a la

ocurrencia de descargas de corona en

los conductores de línea de transmisión.

Polímero aislante (también aislador

compuesto o no de cerámica)

Un aislante que consiste en una varilla

de fibra de vidrio unido a dos accesorios

de los extremos metálicos, separados

por un sistema de goma o caucho. La

varilla de fibra de vidrio proporciona

resistencia mecánica, mientras que sus


214 | P á g i n a

accesorios de extremo del metal

permiten apego a estructuras y líneas.

El sistema de caucho o goma, está

formado por una funda y cobertizos,

que protegen la varilla desde el medio

ambiente y que suministra mayor

distancia de fuga.

Por unidad o p.u.

Formas de manifestación

sobretensiones " por unidad " de un

valor de referencia de la PU: (por

unidad) = valor de tensión físico / valor

de tensión base.

Porcentaje de Fallas de Blindaje por

Rayo

La tasa de interrupción causada por el

número de fallos de blindaje con

corrientes de rayo que exceden la

corriente crítica de la fase, añade al

número de descargas disruptivas

causadas por golpes posteriores que

siguen el mismo camino que una débil

corriente.

Puesta a Tierra

Conectar intencionalmente estructuras

y/o equipos al sistema de puesta a

tierra.

Radio de Ruido

Ruido electromagnético que tiene

componentes en el rango de frecuencia

de radio.

Red de Puesta a Tierra

Conjunto de electrodos de puesta a

tierra, verticales y horizontales

enterrados que drena a tierra las

corrientes de descarga atmosférica y de

falla, y es un punto de conexión seguro

de puesta a tierra para el personal

durante maniobras con líneas de

transmisión aéreas energizadas o

desenergizadas.

Resistencia de Puesta a Tierra

Es la oposición al paso de la corriente

eléctrica entre la red de puesta a tierra

y un punto remoto, medida en Ω.

Resistencia de Tierra

La resistencia óhmica entre el electrodo

de puesta a tierra y un electrodo de

puesta a tierra remota de resistencia

cero. Nota: En este contexto " a distancia

" se refiere a una distancia tal que la

resistencia mutua de los dos electrodos

es esencialmente cero.

Resistividad del suelo

Resistencia específica del terreno

expresada en Ω.

Resistividad

Es la resistencia específica de un

material en ohm-cm que se determina

sobre una muestra del mismo que tenga

un cm de longitud y un cm² de sección

transversal. La resistividad de un

material, ρ, es la resistencia, medida

entre dos caras opuestas, de un cubo de

1m de tierra.


215 | P á g i n a

La resistividad es el recíproco de la

conductividad, σ, y ambos son

características de un material en

particular.

Ruido Audible (también Ruido

acústico).

Cualquier sonido no deseado. Un

término asociado con el ruido

producido por la corona de los

conductores de líneas aéreas de

transmisión.

Sag

Distancia máxima, medida

verticalmente, de un lapso de conductor

a la línea recta que une sus dos puntos

de apoyo. También conocida como

flecha de conductores o de cables de

guarda.

Secuencia Cero

Un conjunto equilibrado de tensiones o

corrientes en un análisis de

componentes simétrica

correspondiente a la media de las

tensiones de fase o corrientes que

implican una devolver camino fuera de

los conductores de fase.

Secuencia Positiva

Un conjunto equilibrado de tensiones o

corrientes en un análisis de

componentes simétrica

correspondiente a la rotación de fase

normal del sistema.

Sistema de Tierras

Conjunto de elementos para disipar la

corriente de falla o de descargas

atmosféricas en Líneas de

Subtransmisión; incluye: cable de

guarda, cola de rata, estructura,

conductor a tierra, tierra natural o

artificial y electrodos.

Sobrecarga

Funcionamiento de un equipo

excediendo su capacidad nominal, de

plena carga, o de un conductor que

excede su capacidad de conducción de

corriente nominal, cuando tal

funcionamiento, al persistir por

suficiente tiempo puede causar daños o

sobrecalentamiento peligroso. Una

falla, tal como un cortocircuito o una

falla a tierra, no es una sobrecarga

(véase Sobrecorriente).

Sobrecorriente

Cualquier corriente eléctrica en exceso

del valor nominal de los equipos o de la

capacidad de conducción de corriente

de un conductor. La sobrecorriente

puede ser causada por una sobrecarga

(véase definición de "sobrecarga"), un

cortocircuito o una falla a tierra.

Sobretensión

Tensión anormal entre dos puntos de

un sistema cuyo valor es mayor que el

valor más elevado que puede existir

entre dichos puntos en servicio normal.

Voltaje que exceda el voltaje nominal de

línea a tierra. Esto puede ser el


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resultado de un aumento transitorio o

de conmutación. También se llama

sobretensiones transitorias

Tensión de Descarga Eléctrica

Tensión de cresta prospectiva de un

impulso de una forma determinada que

corresponde a una probabilidad de

flameo dado.

Tensión Eléctrica

Es la diferencia de potencial en valor

eficaz entre dos fases.

Las tensiones son valores nominales, a

menos que se indique otra cosa.

La tensión nominal de un sistema o

circuito, es el valor de designación del

mismo, al que están referidas ciertas

características de operación.

La tensión de operación puede variar

arriba o abajo de este valor.

Tesla

Unidad en el sistema SI se utiliza para

describir la densidad de flujo magnético

(B), o líneas de flujo magnético por

unidad de área de sección transversal.

Un tesla es igual a un weber por metro

cuadrado (o 1 x 108 líneas/m2). Un tesla

es igual a 104 gauss en el sistema CGS:

0,1 mT = 1mg.

Tierra de Referencia

Es particularmente en la superficie de la

tierra, que se encuentra fuera de la

esfera de influencia de la toma de tierra

considerado. Una de las pruebas (real o

conceptual) para la esfera de influencia

es para representar a una corriente a

través del electrodo y para establecer

los lugares donde no hay tensión

perceptible entre dos puntos aleatorios

resultantes de este flujo de corriente a

tierra. El potencial de tierra de

referencia siempre se supone que es

cero.

Tierra

Conexión conductora, ya sea intencional

o accidental, por la cual un circuito

eléctrico o equipo está conectado al

suelo o algún cuerpo conductor de gran

extensión y que sirve en lugar del suelo.

Voltaje de Extinción de Corona

La tensión aplicada al conductor para

producir el gradiente de extinción de

corona. (Para el mismo conductor, la

tensión de extinción en corona depende

de la configuración real del conductor.)

Voltaje Nominal

Valor nominal asignado a un circuito

para el propósito de designar

convenientemente su clase de tensión.

La tensión real a la que opera un circuito

puede variar desde el nominal dentro

de un rango especificado por la

compañía eléctrica y que permite el

funcionamiento satisfactorio de los

equipos utilidad y cargas adjuntas.

Zona Rural

Son las localidades o áreas con menos

de 5000 habitantes.


217 | P á g i n a

Zona Urbana

Son las localidades o áreas con 5000

habitantes o más; o bien, las cabeceras

municipales independientemente del

número de habitantes.


218 | P á g i n a

Mapa isoceraunico de la República Mexicana.

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